Технология подземного ремонта скважин на нефтегазовом месторождении Жетыбай

На месторождениях, где преобладает фонтанный способ эксплуатации, а нефть не содержит песка, число аварий обычно невелико. На месторождениях, разрабатываемых с высоким темпом отбора нефти, где применяются газлифтный и глубиннонасосный способы эксплуатации, число аварий возрастает. Аварии при спуско-подъемных операциях в скважинах возникают в результате заклинивания в колонне подземного оборудования и падения труб, штанг и различных предметов в скважину. В скважинах, где из пласта совместно с нефтью поступает песок, возникают аварии вследствие прихвата песком лифтовых труб и глубиннонасосного оборудования. Прихват песком промывочных труб с пакером происходит иногда при гидравлическом разрыве пласта в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.

5. Устранение повреждений эксплуатационных колонн. Этот вид работ включает восстановление герметичности резьбовых соединений труб, ликвидацию смятий и сломов эксплуатационных колонн, а также ремонт фильтровой части скважин.

6. Изменение конструкции скважин. Изменение конструкции скважин предусматривает спуск дополнительных колонн (сплошных или летучек), а также забуривание и проводку вторых стволов.

7. Прочие ремонтно-исправительные работы. К ним относятся работы по борьбе с отложениями парафина и соли в трубах, пробкообразованием и другими осложнениями при эксплуатации скважин, ремонт устья скважин, исправление обрезов колонн, подготовка скважин к ликвидации и другие работы.

2.2.3 Анализ состояния качества работ при проведении КРС и ПРС в НГДУ «Жетыбаймунайгаз»

По состоянию на сегодня в НГДУ «Жетыбаймунайгаз» из всего эксплуатационного добывающего фонда (1099 скважин) бездействует по разным причинам 384 скважины ожидающие проведение капитального ремонта, в том числе 366 скважин находящихся в бездействующем фонде из прошлых лет.

В нагнетательном фонде в бездействии находятся 213 скважин,43 скважины из прошлых лет. Если разобраться по причинам бездействии этих скважин, то по нарушениям в эксплуатационной колонне бездействует 46 скважин, по аварии НКТ 167 скважин, перекрыт фильтр на 58 скважинах, сильная обводненность на 84 скважинах, слабый приток на 20 скважинах, высокий газовый фактор на 6 скважинах, оставлен пакер на 3 скважинах, а в нагнетательных скважинах: отсутствует приемистость в 14 скважинах, межколонные проявление в 2 скважинах, закрыт забой посторонними предметами на 22 скважинах, то есть практически, все виды ремонта предусмотренные общепринятым классификатором на КРС, имеются в эксплуатационном фонде и требует проведение КРС для вывода из БД.

По НГДУ «Жетыбаймунайгаз» ежегодно в организационно-технических мероприятиях АО «Мангистаумунайгаз» наряду с выполнением планового задания делается особый акцент на повышение эффективности работ бригад капитального ремонта скважин и подрядной организации ТОО «OSC» запланировано отремонтировать 300/47 скважин силами 27 бригад КРС.

Из 27 бригад КРС функционировавших в ТОО «OSC» по месторождениям Жетыбайского производственного куста 10-12 бригад в течение года занимаются подготовкой скважин к гидравлическому разрыву пласта (ГГРП), 4 бригады занимаются постоянно сложными ремонтами по нагнетательному фонду, а остальные 11-13 бригад занимаются ликвидацией аварий, ремонтно-изоляционными работами в сильно обводнявшихся скважинах и в добывающих скважинах с нарушениями (не герметичностью) в эксплуатационных колоннах. Недостаточная эффективность ремонтных работ в бригадах КРС связана, наряду организационными неполадками (простоями различного рода), с допущением аварии в ходе проведения КРС, с затратами времени на незавершенных ремонтом скважинах (оставленные на последующие сроки), а так же затратами времени связанными с ликвидацией брака в работе при подготовке скважин к ГРП (отказ в работе пакеров, подвесок 3 НКТ) и при установке цементных мостов, изоляционных работ.

Анализ работ бригад КРС по установкам цементных мостов и изоляционным заливкам (РИР) при проведении ремонтов скважин показывает, что немалое производительное время теряется именно при проведении этого вида ремонта. Только на разбуривание излишних цементных мостов на 13 скважинах потеряно 1358 ч производительного времени.

В ходе проведения выборочного обследования технической оснащенности подъемных агрегатов, используемых для проведения капитального, подземного ремонта и освоения скважин (УПА-60М, А-50, Ар-32\40, АПРС-40 и т. д.) и оснащенности обслуживающих бригад оборудованием и инструментом в цехах КРС, ПРС НГДУ «Жетыбаймунайгаз» с фотографированием объектов, были обнаружены некоторые отклонения от установленной технологии, правил ТБ и ПБ, в частности:

1) устье добывающих, нагнетательных скважин не оборудовано специальным шахтным проемом для текущего сбора пластового флюида, промывочной жидкости разливающихся при подъеме, промывке и НГП с колонны подвески НКТ и устьевого оборудования;

2) КРС и освоение скважин осуществляется с применением устаревшего амбарного метода работ, где циркуляция промывочной жидкости замыкается благодаря применению земляного желоба (канава для стока жидкости) с устья скважины к земляному амбару;

3) замазученный грунт или нефтешлам после КРС вывозятся на полигон, специально отведенное место для временного содержания углеводородных отходов. Вокруг территории многих скважин образовались амбары с нефтешламом, для ликвидации которых требуются технические, людские ресурсы.

4) технологические процессы (обуривание, фрезерование, бурение цементного моста и т. д.) при КРС преимущественно осуществляется с применением роторного способа с использованием механических роторов, что создает определенную трудность обслуживающему персоналу при наращивании труб (НКТ), из-за высокого уровня соеденительных резьбовых концов их (крестовина ФА, при НГП - превентор ППМ-125Ч210).

5) во многих скважинах состояния рабочих площадок под установку подъемного агрегата при КРС, станков - качалок при эксплуатации скважин, не соответствует требуемому качеству, с точки зрения прочности, устойчивости и практичности их применения, так как, часто во время ремонта скважины приходится заменять фундаментные плиты из-за их разрушения.

6) прием, укладка НКТ привезенных из трубной базы и поднятых со скважины осуществляется с некоторыми сложностями из-за ограниченности полезной площади самого приемного моста.

7) Из-за ограниченной пропускной возможности по ремонту труб (НКТ) на трубной базе, не всегда осуществляется (производиться) смена отработавшей подвески НКТ комплектом, смена НКТ производится по частям (по 50-60 штук на скважину);

8) Хотя, предусмотрена установка доливной и запасной (на 25 м³) емкости, противовыбросовое оборудование-превентор ППМ-125Ч210, фактически, при КРС их не используют из-за сложности монтажа, затратоемкости и хронической нехватки их (обеспечения ими всех бригад КРС было накладно);

9) Согласно правилам ТБ, подъемные агрегаты, предназначенные для проведения КРС, ПРС и освоения скважин должны оснащаться контрольно-измерительными приборами, например комплектом приборов ГИВ-6 и приспособлением против разбрызгивания пластового флюида (юбка) при подъеме со скважин бурильных труб (НКТ). Однако, фактически, в комплекте прибора ГИВ-6 самозаписывающих приборов не установлены, а «юбка» вообще отсутствуют.

Эти технологические отклонения вызывает сложности в установлении истинных причин допущенных аварий, качественном расследовании их и в обеспечении соблюдение экологических требований, условий культуры производства.

Главными причинами непроизводительной работы бригад КРС и ПРС является:

1. Отсутствие четкой регламентации проведения технологических операции при проведении конкретного вида капитального ремонта скважин, то есть практически у исполнителя работ нет, порядок (последовательность) проведения ремонтных работ, он (исполнитель) руководствуя при выполнении задания только планом работ (разработанным общего характера) и заказ-нарядом на проведении работ, то есть здесь напрашивается реальная необходимость разработки «Технологического регламента» на проведение КРС и ПРС, так как на сегодняшний день в АО «Мангистаумунайгаз» такой руководящий документ отсутствует. Эти негативные моменты в целом отрицательно повлияют в повышении квалифицированного уровня исполнителей работ;

2. Слабая техническая оснащенность бригад КРС и ПРС (первонеобходимым оборудованием, инструментом утвержденного перечня);

3. Отсутствие четко расписанной технологии глушения скважин, с соблюдением всех требований, предъявляемые к жидкостям глушения, а также недостаточно квалифицированного исполнения самого технологического процесса по глушению скважин непосредственными исполнителями, что снижает эффективность работ, об этом было отмечено выше. В этом плане, необходимо решать проблему разработки специального регламента по глушению скважин с применением более прогрессивных технологий с сохранением естественных коллекторских свойств пород продуктивного пласта;

4. Значительное количество производительного времени при КРС теряется на ликвидацию аварий, допущенных в ходе проведения ремонтных работ, является высокий уровень износа бурильных и высаженных насосно-компрессорных труб, используемых преимущественно в качестве технологической подвески, из-за недостаточной работы по подготовке технологических труб к работе, с проведением соответствующих мероприятий по обеспечению их качества. При обследовании «головы» аварийной НКТ, постороннего предмета или места нарушений (обрыв, смещение, порыв и т. д.) в эксплуатационной колонне, недостаточно используется комплекс методов определения характера их нарушения с применением различных видов печатей (конусные, объемные);

5. В настоящее время, в системе АО «Мангистаумунайгаз», для обследования состояния искусственного забоя и ствола в эксплуатационной колонне используют в единственном варианте, плоскодонную свинцовую печать, что не всегда эффективно в выборе необходимого варианта метода ликвидаций аварии;

6. Как было отмечено выше, одной из причин в столь высокого уровня износа бурильных труб и НКТ является массовое применение роторного способа бурения при проведении различных технологических процессов в ремонтных работах. Применение механических роторов в КРС с вращением бурильной колонны способствует быстрому разрушению устьевого оборудования, износу обсадных труб составляющих эксплуатационную колонну и износа вращающихся частей самого механического ротора, при постоянной нехватке их (простои в КРС в ожидании механических роторов составляют ежегодно более 1000 ч). НГДУ сталкиваются с проблемами износостойкости резьбы ниппельной части НКТ. При этом возникает необходимость многократного подъема, развинчивания и свинчивания резьбового соединения НКТ-муфта. По данным нефтепромысловой статистики 50-55 % отказов НКТ (80 % общего числа скважинного оборудования) связаны с резьбовыми соединениями. В настоящее время производители НКТ обеспечивают, в лучшем случае до шести свинчивании-навинчивании резьбовых соединений, после чего, вследствие износа ниппельной части, изделие выбраковывается.

7. Из-за отсутствия контроля за состоянием работ механических роторов (нет манометров, тахометров), недостаточно используется моторесурсы их, не обеспечивается оптимальный режим технологического процесса (низкая механическая скорость бурения, малая эффективность ловильных работ и т. д.) Указанные выше факторы, также способствуют в увеличении срока продолжительности ремонтных работ, порой до оставления скважин на не завершенный фонд, не обеспечив (не достигнув) цели работ, потеряв огромное время затрат.

2.2.4 Работы при КРС по интенсификации добычи нефти

Обработка призабойной зоны пласта (ОПЗП)

Общие положения:

1. ОПЗП проводят на всех этапах разработки нефтяного месторождения для восстановления и повышения фильтрационных характеристик ПЗП с целью увеличения производительности добывающих и приемистости нагнетательных скважин.

2. Выбор способа ОПЗП осуществляют на основе изучения причин низкой продуктивности скважин с учетом физико-химических свойств пород пласта коллектора и насыщающих их флюидов, а также специальных гидродинамических и геофизических исследований по оценке фильтрационных характеристик ПЗП.

3. ОПЗП проводят только в технически исправных скважинах, при условии герметичности эксплуатационной колонны и цементного кольца, подтвержденной исследованиями согласно разделу "Исследование скважин" настоящего регламента.

4. Технологию и методичность проведения работ по воздействию на ПЗП обосновывает геологические и технологические службы НГДУ «Жетыбаймунайгаз», в соответствии с проектом разработки месторождения, действующими инструкциями (РД) и настоящим регламентом по отдельным видам ОПЗП с учетом технико-экономической оценки их эффективности.

5. Однократное и многократное воздействия на ПЗП производят в следующих случаях:

- в однородных пластах, не разделенных перемычками, толщиной до 10 м при коэффициенте охвата отбором (нагнетанием) свыше 0,5 производят однократное воздействие.

- в случаях, когда отбором (нагнетанием) охвачены не все пропластки и при коэффициенте охвата менее 0,5 осуществляют многократное (поинтервальное) воздействие с использованием временно блокирующих (изолирующих) материалов или оборудования.

6. Проведение подготовительных работ для всех видов ОПЗП обязательна и включает в своем составе обеспечение необходимым оборудованием и инструментом, а также подготовку ствола скважины забоя и фильтра к обработке.

В скважинах, по которым подземное оборудование не обеспечивает проведение работ по ОПЗП (например, оборудованных глубинным насосом) производят подъем подземного оборудования и спуск колонны НКТ, а также другого необходимого оборудования.

7. После проведения ОПЗП исследуют скважины методом установившихся отборов на режимах (при депрессиях), соответствующих режимам исследования скважин перед ОПЗП.

8. Для очистки фильтра скважины и призабойной зоны пласта то различных загрязнении, в зависимости от причин и геолого-технических условий проводят следующие технологические процессы:

- кислотные ванны;

- промывка пеной или раствором ПАВ;

- гидроимпульсные воздействия (метод переменных давлений);

- циклические воздействия путём создания управляемых депрессий на пласт с использованием струйных насосов;

- много цикловая очистка с применением пенных систем;

- воздействие на ПЗП с использованием гидроимпульсного насоса;

- ОПЗП с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС);

- воздействия на ПЗП с использованием растворителей (бутилбензольная фракция, стабильный керосин и др.).

Кислотная обработка

1) Для обработки карбонатных коллекторов, состоящих в основном из кальцита, доломита и других солей угольной кислоты, а также терригенных коллекторов с повышенным содержанием карбонатов (свыше 10 %) используют соляную кислоту. Допускается применение сульфаминовой и уксусной кислоты.

2) Карбонатные коллекторы, не содержащие в своем составе осадкообразующих включений (сульфаты, соединение железа и т. п.) обрабатывают 10-16 %-ной соляной кислотой.

3) Коллекторы, содержащие осадкообразующие включения, обрабатывают уксусной (10 % масс.) или сульфаминовой (10 % масс.) кислотами.

4) При обработке карбонатных коллекторов, содержащих соединения железа, при использовании соляной кислоты дополнительно вводят уксусную (3-5 %) или лимонную (2-3 % масс) кислоты для предупреждения осадкообразования в растворе.

5) В трещинных и трещинно-поровых коллекторах для глубокой (по простиранию) обработки используют замедленно воздействующие с карбонатами составы на основе соляной кислоты-дисперсные системы типа эмульсии и загущенных растворов:

- для приготовления кислотной пены и нефтекислотной эмульсии используют ПАВ (сульфанол, ОП-10 и др.) и стабилизатор (КМЦ и др.)

- для приготовления загущенной кислоты в раствор соляной кислоты (от 12 до 15 %масс.) вводят от 0,5 % до 3,0 % масс. КМЦ или сульфитспиртовой барды.

6) Обработка карбонатных коллекторов в скважинах с температурой от 100?С до 170?С производят с использованием гидрофобной кислотной эмульсии. Со специальным эмульгатором диаминдиолеат, первичные амины, алкилоламида от 0,5 % до 1 % масс.

7) Объем и время выдерживания его в пласте в зависимости от вида воздействия, рецептуры применяемого состава и геолого-технических условий (толщина, пористость и проницаемость пласта, забойная температура, пластовое давление) выбирают из таблицы 9.

8) Для обработки терригенных коллекторов с карбонатностью менее 10 % масс., а также в случае загрязненной ПЗП используют глинокислотные растворы, приготавливаемые из соляной (от 10 % до 12 % масс.) и плавиковай (от 3 % до 5 % масс.) кислот. Допустимо использование взамен плавиковой кислоты кристаллического бифторидфторида аммония:

- объем раствора при глинокислотной обработке выбирают условия предупреждения разрушения пластовых пород;

- при первичной обработке используют от 0,3 м³ до 0,4 м³ раствора на 1 м вскрытой перфорацией толщины пласта.

Таблица 9

Объем кислоты для ОПЗП в зависимости от проницаемости пласта-коллектора и качества обработок

Количество обработок	Тип коллектора
	Поровый	трещинный
	малопроницаемый	высокопроницаемый
Одна два и более	0,4-0,6 0,6-1,6	0,6-1,0 1,0-1,5	0,6-0,8 1,0-1,5

Примечание:

1) продолжительность выдерживания кислотного раствора зависит от температуры пласта. При температуре до 30?С до 60? С - от 1 ч до 1,5 ч;

2) при температурах свыше 60?С время выдерживания кислотного раствора в пласте не регламентировано и зависит от времени полной нейтрализации (потери активности) кислоты.

3) для обработки коллекторов, представленных ангидритами, используют соляно кислотные растворы с добавками от 6 % до 10 % масс. азотнокислотного натрия;

4) Во всех случаях при проведении кислотных обработок в состав раствора вводят ингибитор коррозии в соответствии с требованиями РД 39-3-455-80 ("Методы защиты от коррозии при кислотных обработках скважин и нефтепромыслового оборудования"- Грозный Север.Кав. НИПИнефть, 1981);

5) Термохимические и термокислотные обработки производят в коллекторах в интервале температур от 15?С до 40?С:

- термохимическую обработку производят в виде комбинированного воздействия на ПЗП, состоящего из термохимической и обычной кислотной обработки под давлением;

- термохимическую обработку производят с использованием соляной кислоты и магния или некоторых его сплавов (МЛ-1, МА и т.д.);

- для кислотных обработок используют специальный насосный агрегат типа Азимаш-30. Кислоты транспортируют в гуммированных автоцистернах типа 4ЦА, 3ЦР или ЦР-20.

Гидравлический разрыв пласта (ГРП)

1) ГРП применяют для воздействия на плотные низко проницаемые коллекторы, а также при большом радиусе загрязнения ПЗП. В этом случае создают систему закрепленных трещин протяженностью от 10 м до 30 м.

2) Глубоко проникающий гидроразрыв пласта (ГГРП), протяженностью от 50 м до 100 м. производят в коллекторах с проницаемостью менее 50Ч10³ мкм.

3) В коллекторах толщиной свыше 30 м процесс проводят по технологии многократного поинтервального ГРП.

4) В скважинах, совместно эксплуатирующих многопластовые объекты, с целью воздействия на отдельные объекты применяют селективный ГРП.

5) С целью повышения эффективности ГРП предварительно проводят щелевую гидропескоструйную перфорацию (ГПП).

6) Технологические жидкости для ГРП должны удовлетворять следующим основным требованиям:

- при минимальных затратах жидкости обеспечивать формирование трещин большой протяженности;

- вязкость жидкости должна обеспечивать высокую несущую способности песка и создание заданной раскрытости трещин;

- не снижать проницаемость обрабатываемой зоны пласта;

- обладать высокой стабильностью жидкостной системы при закачке;

- легко удаляться из пласта после проведения процесса;

- в качестве закрепляющих трещин материалов на глубинах до 3000 м используют фракционированный песок по ТУ 39-982-84 или пропант-материал изготовленный по спец. технологии (Россия, США)

7) Основными технологическими параметрами для контроля за процессом ГРП следует считать: темп и объемы закачки, устьевое давление, концентрацию песка в суспензии.

Воздействие давлением поровых газов

1) Воздействия на ПЗП пороховыми газами осуществляют путем разрыва пласта без закрепления трещин в плотных низкопроницаемых коллекторах (песчаники, известняки, доломиты с проницаемостью от 0,100мкл² до 0,050мкл² и менее). Не допускается проведение разрыва пласта указанным методом в коллекторах сложенных алевролитами, сильно заглинизированными песчаниками с прослоями глин, мергелей, алевролитов с оолитовыми известняками, а также песками и слабо цементированными песчаниками.

2) Технологический процесс осуществляют с использованием пороховых генераторов корпусного типа АСГ или герметичных без корпусных типа ПГДБК и не герметичных типа АДС:

- аппарат АСТ 105К применяют в обсаженных скважинах с минимальным (проходным) диаметром 122 мм, при температуре 80?С и гидростатическим давлением от 1,5 МПа до 35 МПа.

- аппараты типа ПГДБК применяют в обсадных колоннах с проходным диаметром от 118 мм до 130 мм при температурах до 200?С и гидростатических давлениях до 100 МПа, а АДС соответственно до 100?С и 35 МПа. Величина минимального гидростатического давления составляет соответственно для ПГДБК-100, а для АДС-3 МПа.

3) Спуск и подъем генераторов типа ПГДБК производят на бронированном каротажном кабеле со скоростью не более 1 м/с в жидкости и 0,5 м/с в газожидкостной среде.

4) При проведении технологического процесса устье скважины оборудуют перфорационной задвижкой или фонтанной арматурой, а в отдельных случаях лубрикатором. Скважину шаблонируют. Производят замер длины кабеля, привязки по каротажу. Замеряют гидростатическое давление и забойную температуру. Устанавливают генератор давления против интервала, подлежащего воздействию или в непосредственной близости к нему. Если интервал обработки вскрывают торпедированием, генератор давления устанавливают над зоной перфорации на расстоянии 1 м.

5) После спуска генератора на заданную глубину каротажный кабель закрепляют на устье скважины.

6) При толщине пласта свыше 20 м производят много кратное сжигания поровых зарядов.

7) При воздействии на коллектор, состоящий из нескольких пропластков, проводят по интервальной и последовательной снизу вверх воздействия на отдельные пропластки после предварительного их вскрытия.

8) Для регистрации максимального давления, создаваемого в скважине, используют крешерный прибор, который прикрепляют на кабеле около кабельной головки.

2.3 Гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки

В глубиннонасосных скважинах, в которых после промывки пробки предусматривается подъем труб, глубина установки промывочного устройства определяется так же, как и для компрессорных скважин при подъеме всех труб. В скважинах, в которых не предусмотрен подъем труб, вопрос о глубине установки ПУ-1 решается следующим образом [3].

Если глубина подвески насоса после промывки будет оставлена без изменения или будет уменьшена, устройство ПУ-1 присоединяют к верхней трубе находящихся в скважине труб. После этого, наращивают промывочные трубы из расчета установки их башмака на 15 м выше уровня пробки. Если же после промывки скважины предусматривается увеличение глубины подвески насоса, то необходимо добавить трубы соответствующих длин. Затем установить ПУ-1 и спустить трубы в скважину. Перед промывкой скважины башмак промывочных труб должен находиться выше пробки на 15 м. По окончании промывки из скважины поднимают наращенные промывочные трубы с ПУ-1.

Задача. Произвести гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки.

Определить:

1) давление на выкиде насоса;

2) давление на забое скважины;

3) необходимую мощность двигателя;

4) время на промывку скважины для удаления пробки

5) разрушающее действие струи при промывке скважины.

Исходные данные: глубина скважины H=1800 м; диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; диаметр промывочных труб d=73 мм; максимальный размер песчинок, составляющих пробку д=0,45 мм; глубина фильтра скважины 1785-1755 м; уровень песчаной пробки равен 1730 м.

Для промывки используется насосная установка УН1Т=100Ч200.

В таблице 10 приведена характеристика насоса НП-100ХЛ1 насосной установки УН IT-100Ч200 при частоте вращения вала двигателя, равном 1070 об/мин, общем коэффициенте полезного действия з=0,8 и диаметре плунжера, равном 125 мм.

Таблица 10

Подача и давление, развиваемые насосом НП-100ХЛ1

Скорость коробки передач	Число двойных ходов плунжера в минуту	Подача, дм3/с	Давление, МПа
I	49,8	3,8	20,0
II	72,8	5,6	17,1
III	110,0	8,4	11,3
IV	168,0	12,9	7,4

Прямая промывка водой

Решение.

1) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах диаметром 73 мм по формуле:

(1)

где л - коэффициент трения при движении воды в трубах (данные приведены ниже); d_B - внутренний диаметр промывочных труб, мм; v_H -скорость нисходящего потока жидкости, м/с.

На рисунке 1 находим скорости нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса, т.е.

Подача V_H

на I 3,8 дм³/с l,26 м/с

II 5,6 дм³/с 1,85 м/с

Ш 8,4 дм³/с 2,78 м/с

IV 12,9 дм³/с 4,27 м/с

Ниже приведены коэффициенты гидравлического сопротивления.

Диаметр труб, мм ... 48 60 73 89 102 114

л …… 0,040 0,037 0,035 0,034 0,033 0,032

Подставив численные значения величин, входящих в формулу (1), находим потери напора h, при работе установки на IV скоростях:

2) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в затрубном пространстве скважины по формуле:

(2)

где ц - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости. Находится в пределах 1,1-1,2, принимаем ц=1,2; л - коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве, определяется по разности диаметров 168 мм (D_в=150 мм) и 73 мм (d_H=73 мм) труб: 150-73=77 мм, что почти соответствует внутреннему диаметру 89-мм труб, для которых л=0,034; d_H - наружный диаметр промывочных труб; v_в - скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с .

Для расходов жидкости на I, II, III и IV скоростях насосной установки УН1Т-100Ч200 по таблице находим соответствующие значения скоростей восходящего потока для 73 мм промывочных труб, спущенных в 168 мм колонну: они равны v'_в=0,28; v''_в =0,41; v'''_в =0,62; v^IV_в=0,96 м/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (2), получим потери напора h₂ при движении жидкости с песком в затрубном пространстве:

Рис.1. Зависимость объемного расхода воды q от линейной скорости движения v_H в насосно-компрессорных трубах d=73 мм

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

Таблица 11

Скорость движения жидкости в затрубном пространстве (м/с)

Расход жидкости q, дм3/с	Диаметр эксплуатационной колонны, мм
	146	168
	Диаметр насосно-компрессорных труб, мм
	60	73	89	60	73	89	102	114
1	0,10	0,11	0,14	0,06	0,07	0,09	0,10	0,13
2	0,19	0,22	0,28	0,13	0,15	0,17	0,21	0,27
3	0,29	0,33	0,42	0,20	0,22	0,27	0,31	0,40
4	0,38	0,44	0,56	0,27	0,30	0,34	0,41	0,54
5	0,48	0,55	0,70	0,34	0,37	0,43	0,52	0,67
6	0,57	0,66	0,85	0,40	0,44	0,52	0,62	0,81
7	0,67	0,77	0,99	0,47	0,52	0,61	0,73	0,95
8	0,77	0,88	1,13	0,54	0,60	0,70	0,83	1,08
9	0,86	0,99	1,27	0,60	0,66	0,78	0,93	1,21
10	0,96	1,10	1,41	0,67	0,74	0,87	1,04	1,35
12	1,15	1,32	1,69	0,81	0,88	1,04	1,25	1,62
15	1,44	1,65	2,11	1,01	1,11	1,36	1,56	2,02
17	1,63	1,87	2,39	1,15	1,25	1,48	1,77	2,30
20	1,92	2,20	2,82	1,35	1,49	1,74	2,08	2,70

3) Определяем потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в затрубном пространстве по формуле К. А. Апресова:

(3)

где т - пористость песчаной пробки (принимаем равной 0,3); F - площадь проходного сечения 168-мм эксплуатационной колонны (F=177 см²); l - высота пробки промытой за один прием (длина двухтрубки равна 14 м); f - площадь поперечного сечения кольцевого пространства между 168-мм и 73-мм трубами (f=135 см²); р_п - плотность зерен песка (р_п=2600 кг/м³); р_ж - плотность промывочной жидкости - воды (р_ж=1000 кг/м³); V_кр - скорость свободного падения песчинок в воде для песчинок размером д=0,45 мм равна 4,90 см/с (берется из данных таблицы 12); V_в - скорость восходящего потока жидкости, см/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (3), находим потери напора h₃ при работе установки:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

Таблица 12

Скорость свободного падения песчинок в воде Vкр

Размер зерен, мм	Скорость свободного падения, см/с	Размер зерен, мм	Скорость свободного падения, см/с	Размер зерен, мм	Скорость свободного падения, см/с
0,01	0,01	0,17	2,14	0,45	4,90
0,03	0,07	0,19	2,39	0,50	5,35
0,05	0,19	0,21	2,60	0,60	6,25
0,07	0,36	0,23	2,80	0,70	7,07
0,09	0,60	0,25	3,00	0,80	7,89
0,11	0,90	0,30	3,50	0,90	8,70
0,13	1,26	0,35	3,97	1,00	9,50
0,15	1,67	0,40	4,44	1,20	11,02

4) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды. Эти потери находим по таблице 13 путем интерполирования.

Потери напора, возникающие в шланге h₄ и вертлюге h₅, составляют в сумме при работе:

на I скорости (h₄+h₅)_I=7,2 м;

на II скорости (h₄+h₅)_II =15 м;

на III скорости (h₄+h₅)_III=31,8 м;

на IV скорости (h₄+h₅)_IV=128 м.

Таблица 13

Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге

Расход воды, дм3/с	Потери напора, м	Расход воды, дм3/с	Потери напора, м
3	4	8	29
4	8	9	36
5	12	10	50
6	17	12	104
7	22	15	186

5) Находим потери напора h₆ на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии l=50 м. Тогда по формуле (1) находим потери напора:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

6) Определяем давление на выкиде насоса (в МПа):

(4)

где - сумма потерь, м.

Подставляя значения, имеем:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

7) Определяем давление на забое скважины при работе установки:

(5)

где Н - глубина скважины, м.

Подставляя данные в формулу (5), получим давление на забое скважины:

8) Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки, по формуле

(6)

где з_а - общий механический к. п. д. насосной установки (принимаем равным з_а = 0,8).

Подставляя в формулу (6) полученные данные, будем иметь:

Из расчета видно, что так как насосная установка УН1Т-100Ч200 имеет номинальную полезную мощность 83 кВт, то работа ее на IV скорости невозможна. Поэтому все дальнейшие расчеты будем вести для первых трех скоростей установки.

9) Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки:

(7)

Подставляя данные в формулу (7), получим K установки:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

10) Определим скорость подъема размытого песка, который находится как разность скоростей:

(8)

Подставляя фактические данные в формулу (8), получим значения скоростей подъема:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

11) Определим продолжительность подъема размытой пробки после промывки скважины на длину колена (двухтрубки) до появления чистой воды по формуле:

(9)

Итак, продолжительность подъема песка:

12) Определяем размывающую силу (силу удара) жидкости по формуле:

(10)

где Q - подача агрегата, дм³/с; f - площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, т.е. площадь поперечного сечения промывочных труб (для 73-мм колонны f=30,19 см²); F - площадь проходного сечения эксплуатационной колонны (для 168-мм колонны равна 177 см²).

Подставляя эти данные в формулу (10), получим значения Р:

Обратная промывка водой

1) Определим потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в затрубном пространстве между 168-мм и 73-мм трубами по формуле:

(11)

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (1), будем иметь для работы агрегата:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

2) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах по формуле:

(12)

где v_в - скорость восходящего потока (равна скорости нисходящего потока v_H при прямой промывке). Поэтому в расчетах воспользуемся значениями скоростей, определенных ранее по рисунку 8. Подставляя данные в формулу (12), получим значение h₂ при работе агрегата:

3) Определяем потери напора на уравновешивание разности плотности жидкостей в промывочных трубах и в кольцевом пространстве по формуле К.А. Апресова, в которую вместо площади сечения кольцевого пространства подставляют площадь внутреннего сечения 73-мм труб, равную 30,19 см². Следовательно, имеем следующие значения h₃ при работе агрегата:

Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге при обратной промывке отсутствуют: h₄+h₅=0

4) Определяем потери напора h₆ на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии. Они будут такими же, как и при прямой промывке:

h_6I=2,28 м

h_6II=4,92м

h_6III=11,11м

h_6IV=26,23м

5) Определяем давление на выкиде насоса по формуле (4) при прямой промывке:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

6) Определяем давление на забое скважины по формуле (5) при прямой промывке:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

7) Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки по формуле (6):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

Как видно из расчетов, работа на IV скорости насосной установки невозможна.

Сравнивая мощности, необходимые для промывки скважины от пробки при прямой и обратной промывках (на одной и той же скорости установки), можно убедиться, что соответствующие мощности при обратной промывке больше, чем при прямой.

8) Определяем коэффициент использования максимальной мощности насосной установки по формуле (7):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

9) Определяем скорость подъема размытого песка по формуле (8) при работе агрегата:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

10) Определяем продолжительность подъема размытого песка по формуле (9):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

11) Определяем, размывающую силу струи жидкости по формуле (10), в которую вместо f подставляем значение площади кольцевого пространства между 168-мм эксплуатационной колонной и 73-мм промывочными трубами (f - 135 см²):

на I скорости

на II скорости

на III скорости

Определяя гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки, можно сказать, что обратная промывка водой является более эффективной, чем прямая промывка водой. Потому что, время на промывку скважины для удаления пробки уходит гораздо меньше, чем при прямой промывки, размывающая сила струи жидкости также меньше и сравнивая мощности, необходимые для промывки, можно убедиться, что мощности при обратной промывке больше, чем при прямой промывке.

2.4 Ликвидация песчаных пробок

Эксплуатация нефтяных месторождений с коллекторами из рыхлых несцементированных пород, особенно песчаников, приводит к вымыванию пластовой жидкостью из породы частиц песка, глин и образованию в стволе скважины песчаной пробки. При перекрытии фильтра скважины пробкой приток жидкости уменьшается и может вообще прекратиться. В связи с этим и возникает необходимость удаления из скважины песчаных пробок. Иногда мощность песчаной пробки достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Ликвидацию песчаных пробок производят очисткой скважины с помощью желонки, продувкой воздухом или промывкой жидкостью. Промывка значительно эффективней [1].

Очистку скважин с помощью желонки обычно применяют при небольшой мощности пробки в неглубоких, чисто нефтяных (безводных) скважинах, эксплуатирующих залежи с низким пластовым давлением.

Перед очисткой скважины с помощью аппарата Яковлева определяют мощность песчаной пробки.

Желонку спускают в скважину на тартальном канате. Когда до пробки остается 10-15 м, тракторист отпускает тормоз лебедки и желонка под действием силы тяжести ударяется о песчаную пробку. При этом клапан ее открывается и некоторое количество песка и жидкости проникает в желонку.

Для большего наполнения желонку несколько раз слегка ударяют о пробку, затем поднимают. Для опорожнения, желонку опускают на пол буровой, при этом клапан открывается и песок с жидкостью выливается.

Промывка песчаных пробок выполняется с помощью промывочного агрегата, нагнетающего в скважину жидкость, которая размывает пробки, выносит на поверхность песок до полной ликвидации пробки.

В качестве жидкости для ликвидации песчаных пробок применяют нефть, воду и глинистый раствор: нефть для промывки чисто нефтяных скважин, воду - как чисто нефтяных (если пласт не поглощает), так и скважин, дающих вместе с нефтью воду. Глинистый раствор закачивают в фонтанные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое. При использовании нефти и глинистого раствора в качестве промывочной жидкости необходимо иметь специальную желобную систему и отстойники для очистки этих жидкостей от выносимого из скважины песка.

В качестве труб при промывке песчаных пробок применяют НКТ. Промывка выполняется прямым, обратным и комбинированным способами.

Комбинированный способ применяется при возможности фонтанирования.

В зависимости от способа промывки собирается промывочный манифольд - обвязка устья скважины, колонны НКТ и промывочного агрегата [4].

Агрегаты для промывки песчаных пробок представляют собой транспортную базу, в качестве которой используются колесные или гусеничные машины, на которой смонтирован промывочный насос, емкость и средства контроля и управления процессом промывки с предохранительными клапанами. Агрегаты несут на себе манифольд, необходимый для обвязки скважины, насоса и емкостей во время промывки.

Промывочный насос агрегата приводится в действие от ходового двигателя, через коробку отбора мощности и коробку передач, позволяющую менять режим работы насоса.

Промывочные агрегаты используются не только для промывки песчаных пробок, но и для ряда других нефтегазопромысловых процессов, в частности, для замены жидкости в скважине при ее освоении после ремонта, для закачки в скважину жидкости для ее глушения перед ремонтом, для закачки теплоносителя при депарафинизации скважины или выкидных линий. Поэтому конструкция промывочных агрегатов заранее разрабатывается на выполнение и этих процессов.

Для более рациональной промывки скважин с целью удаления песчаных пробок рекомендуется промывочное устройство ПУ-1, которое позволяет в определенной степени ликвидировать недостатки прямого и обратного способов промывки и рациональнее использовать преимущества каждого из них [4].

Промывочное устройство ПУ-1,которое показано на рисунках 2 и 3 состоит из циркуляционной муфты 1 с продольными и поперечными отверстиями для направления жидкости из кольцевого пространства (над резиновой манжетой) в трубы и обратно из кольцевого пространства (под резиновой манжетой) в промывочные трубы.

На нижний конец циркуляционной муфты навинчивают переводник для присоединения промывочного устройства к трубам. В верхний конец циркуляционной муфты навинчивают корпус 2, в котором просверлены несколько отверстий. Снаружи на корпус надета резиновая самоуплотняющаяся манжета 3, которая удерживается распорным кольцом 4 и зажимной гайкой 5. На верхний конец корпуса навинчивают спецмуфту 6. В середине циркуляционной муфты имеется гнездо, в резьбу которого ввинчивают нижний конец внутреннего патрубка 7. Верхний конец этого патрубка снаружи герметизируется сальниковой набивкой 8 и грундбуксой 9. Этим исключается возможность прохода жидкости через соединение внутреннего патрубка со спецмуфтой. Технология промывки сводится к следующему.

В скважину опускают промывочные трубы, после чего к промывочным трубам наращивают промывочное устройство, затем в верхний конец промывочного устройства ввинчивают наращиваемую трубу и спускают в скважину. При этом башмак промывочных труб должен находиться выше уровня пробки на 15-20 м. Затем устье оборудуют головкой для обратной промывки. Чем ближе установлено промывочное устройство к уровню пробки, тем больше эффективность данного приспособления. Однако глубина установки промывочного устройства до начала промывки зависит от ряда факторов и, в частности, от способа эксплуатации, глубины подвески труб, конструкции состояния эксплуатационной колонны. Ее можно определить расчетным путем.

Для отвода жидкости, выходящей из колонны промывочных труб, пользуются также отводной головкой. На устье устанавливают сальник для обратной промывки и через его отвод закачивают промывочную жидкость в затрубное пространство. Вследствие перекрытия межтрубного пространства манжетой жидкость через отверстия в корпусе 2 и продольные каналы циркуляционной муфты 1 подается по трубам к забою скважины (пробке). Смесь размытой пробки и жидкости поднимается по затрубному пространству до циркуляционной муфты и, проходя через ее поперечные каналы и патрубок 7, поступает в промывочные трубы, а затем выносится на поверхность.

По окончании размыва пробки на длину наращенной трубы, элеватор, загруженный колонной промывочных труб, сажают на сальник и закачивают 1-2 м³ жидкости (для подъема размытой пробки на безопасную высоту). Затем наращивают новую трубу. Такие операции повторяются в зависимости от мощности пробки. По окончании промывки снимают с устья скважины сальник, поднимают трубы с промывочным устройством.

Рис 2. Схема промывки скважины от песчаной пробки с применением промывочного устройства ПУ-1

Рис 3. Промывочное устройство ПУ-1

2.4.1 Прямая промывка водой

При прямой промывке жидкость нагнетают в промывочные трубы, а размытый песок выносится на поверхность по кольцевому (межтрубному) пространству между промывочными трубами и эксплуатационной колонной; при обратной промывке промывочную жидкость нагнетают в кольцевое пространство, а размытый песок движется по промывочным трубам.

При прямой промывке жидкость нагнетают насосом через стояк, промывочный шланг и вертлюг в трубы. Восходящий поток вместе с размытой пробкой поднимается по межтрубному пространству на дневную поверхность.

По мере размыва и выноса пробки промывочные трубы медленно опускают, пока вертлюг не дойдет до устья. После этого продолжают нагнетать жидкость, пока размытая пробка не будет поднята до устья скважины, т. е. до чистой воды. Затем наращивают новую трубу и продолжают промывку скважины.

Для повышения эффективности прямой промывки применяют ряд приспособлений, усиливающих разрушительное действие струи промывочной жидкости (мундштук-перо, фреза, фрезер Мельникова, карандашный мундштук, бросовый наконечник и др.).

Основные преимущества прямой промывки: лучший размыв пробки жидкостью, выходящей из башмака промывочных труб; возможность применения на конце промывочных труб различных насадок для усиления размывающей способности струи жидкости.

Основные недостатки этого способа промывки: низкая скорость восходящей струи жидкости, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх: при большом диаметре эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных частиц песка; необходимость промывки скважины до чистой воды перед каждым наращиванием труб (во избежание их прихвата вследствие оседания песка); неизбежность перерывов в процессе промывки скважины перед каждым наращиванием труб, при этом перерывы являются более длительными, чем при обратной промывке.

2.4.2 Обратная промывка водой

При обратной промывке жидкость нагнетается через манифольд в тройник с герметизатором, уплотняющим НКТ, в затрубное пространство и, размывая пробку, поднимается по НКТ до тройника манифольда, а по нему к приемной емкости.

При обратной промывке жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам, благодаря чему достигаются большие скорости восходящего потока, обеспечивается вынос на поверхность более крупных фракций песка и, следовательно, ускоряется процесс промывки.

При обратной промывке для герметизации устья скважины применяют сальник для обратной промывки скважин, оно действует подобно самоуплотняющемуся поршню. Давление промывочной жидкости распирает резиновое уплотнение и тем самым герметизирует кольцевое пространство.

Во избежание загрязнения рабочего места, обливания рабочих струей промывочной жидкости, выходящей на поверхность, применяют головку для отвода жидкости.

Основными преимуществами обратного способа промывки являются: большая скорость восходящего потока жидкости, что почти полностью устраняет возможность прихвата труб; кратковременность перерывов в процессе промывки перед каждым наращиванием труб.

Недостатками этого способа промывки являются: меньшая интенсивность размыва пробки; относительно высокое избыточное давление на забое скважины в связи с высокой скоростью восходящего потока жидкости в трубах, что при низких пластовых давлениях приводит к проникновению в пласт больших объемов промывочной жидкости; невозможность полного вскрытия фильтра в скважинах, поглощающих промывочную жидкость; невозможность применения насадок, а следовательно, и промывки скважины от плотных песчаных пробок.

В таких случаях рекомендуется применять комбинированную промывку.

После выноса песка скважину промывают до полной ликвидации пробки.

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Структура нефтяных предприятий

Нефтяная промышленность, как отрасль промышленности представляет собой единый хозяйственный комплекс, призванный обеспечить потребности страны, связанные с добычей нефти, газа и газового конденсата.

Производственная единица - нефтегазодобывающее управление (НГДУ) осуществляет организацию своего производства на принципах специализации и кооперирования. В организационную структуру НГДУ входят специализированные цехи, призванные выполнять определенные их положением функции и объемы производства [7].

Основное производство в нефтегазодобывающих управлениях осуществляется через инженерно-технологические службы (центральные и районные). Вспомогательное производство сосредоточено в базах производственного обслуживания.

База производственного обслуживания призвана проводить цикл ремонтных и вспомогательных работ.

В системе управления различают управляющую и управляемую подсистемы. Управляемая подсистема состоит из ряда взаимосвязанных производственных подразделений и коллективов (цехов, различного рода служб, бригад). Управляющая подсистема состоит из совокупности органов управления, представляющих собой специализированные отделы и руководство производственного объединения, предприятия или производственной единицы. Обе подсистемы связаны между собой посредством информации, взаимно воздействуют друг на друга, совершенствуясь в своем развитии.

В НГДУ управляющей подсистемой является аппарат управления, состоящий из специализированных отделов. В цехах управление осуществляется администрацией цеха.

Организация производства предопределяет организацию труда рабочих основного и вспомогательного производства.

3.2 Организационная характеристика НГДУ «Жетыбаймунайгаз» и организация основного и вспомогательного производства

Нефтегазодобывающее управление «Жетыбаймунайгаз» состоит из четырех групп организационных подразделений: аппарата управления, инженерно-технической службы, базы производственного обслуживания цехов и предприятий, непосредственно подчиненных руководству НГДУ.

Инженерно-техническая служба обслуживает выполнение текущего плана по добыче нефти и газа, собирает всю технологическую и производственную информацию о процессе добычи, координирует деятельность всех производственных подразделений на территории предприятия.

В состав инженерно-технической службы входят: центральная инженерно-техническая служба (ЦИТС) и нефтепромыслы.

Аппарат ЦИТС, состоит из 2-х групп:

- технологической, осуществляющей сбор и первичную обработку технологической информации, анализ текущего состояния добычи нефти, разработку мероприятий по поддержанию установленного технологического режима работы скважин;

- диспетчерской, осуществляющей надзор за производственным процессом и координацию деятельности производственных подразделений.

Нефтяные промыслы собирают технологическую и производственную информацию, координируют работу по территории и поддерживают чистоту территории вокруг закрепленных за ними скважин и объектов.

База производственного обслуживания является производственным подразделением НГДУ. Она осуществляет эксплуатацию числящегося на балансе управления и закрепленного за ней механического и энергетического оборудования, поддерживает их в рабочем состоянии и обеспечивает бесперебойную работу всех производственных объектов.

...