Проектирование технологии ремонта эксплуатационной скважины глубиной 2950 метров на Игольско-Таловом месторождении с проведением ГРП

ОПРЕДЕЛЕНИЕ СКОРОСТИ ПОДЪЕМА КРЮКА

Определить скорость подъема крюка на каждой скорости вращения барабана лебедки подъемника АзИНмаш-37А при оснастке талевой системы 2х3, используя данные полученные ранее. Определим средний диаметр навивки двух рядов талевого каната на барабан лебедки

D_ср = (D₁ + D₂) / 2 = (442,5 + 484,35) / 2 = 463,4 мм.

Скорость подъема крюка

где - частота вращения барабана подъемника, об/мин (табл.1);

п - число рабочих струн оснастки талевой системы. При оснастке 2x3 (п= 4).

Скорость подъема крюка на I скорости лебедки:

V_{кр 1} = (3,14*0,4634*39,8) / (60*4) = 0,24 м/с.

Аналогично находим скорость подъема крюка на 2, 3 и 4 скоростях подъемника.

На 2 скорости V_{кр 2} = (3,14*0,4634*69,8) / (60*4) = 0,42 м/с.

На 3 скорости V_{кр 3} = (3,14*0,4634*153) / (60*4) = 0,93 м/с.

На 4 скорости V_{кр 4} = (3,14*0,4634*268) / (60*4) = 1,62 м/с.

При обратном ходе (II скорость)

V_{кр об} = (3,14*0,4634*188,8) / (60*4) = 1,15 м/с.

Таблица 1

Передача	Частота вращения барабана агрегата,об/мин	Скорость подъема крюка, м/c	Грузоподъемность на крюке, т
1	39,8	0,24	32
2	69,8	0,42	18
3	153	0,93	12
4	268	1,62	7

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА ТРУБ, ПОДНИМАЕМЫХ НА КАЖДОЙ СКОРОСТИ ПОДЪЕМНИКА

Рациональное использование мощности подъемника и ускорение процесса спуско-подъемных операций достигается правильной оснасткой талевой системы и использованием всех скоростей подъемника. Принятая оснастка 2х3 должна обеспечить подъем наибольшего груза на крюке на I скорости подъемника.

В дальнейшем скорость подъема по мере уменьшения веса поднимаемого груза увеличивается путем переключения коробки передач подъемника. Определим число бурильных труб 73 мм, поднимаемых на каждой скорости подъемника.

Число труб, которые следует поднимать на каждой скорости, определяем по формуле:

на 1 скорости

z₁ = {(n*з_тс*n₁)/(q₁*l₁*n₁)}*P_xк1 - {Р_об/(q₁*l₁)} (7)

z₁ = {(4*0.88*39,8)/(0,095*8*39,8)}*100 - {8,0/(0,095*8)} = 453 шт.

где - частота вращения барабана на 1 скорости, об/мин;

- длина поднимаемой трубы, =9м;

- вес 1м НКТ, кН;

на 2 скорости

z₂ = {(n*з_тс*n₁)/(q₁*l₁*n₂)}*P_xк2 - {Р_об/(q₁*l₁)}

z₂ = {(4*0.88*39,8)/(0,095*8*69,8)}*67,6 - {8,0/(0,095*8)} = 140,1/53,1*67,6-10,5=168 шт.

на 3 скорости

z₃ = {(n*з_тс*n₁)/(q₁*l₁*n₃)}*P_xк3 - {Р_об/(q₁*l₁)}

z₃ = {(4*0.88*39,8)/(0,095*8*153)}*24,7 - {8,0/(0,095*8)} = 20 шт.

на 4 скорости

z₄ = {(n*з_тс*n₁)/(q₁*l₁*n₄)}*P_xк4 - {Р_об/(q₁*l₁)}

z₄ = {(4*0.88*39,8)/(0,095*8*268)}*14,7 - {8,0/(0,095*8)} = 0 шт.

Общее число труб в колонне НКТ

z = L / l₁ = 2880/8 = 360 шт. (8)

где L - длина подвески (НКТ), м.

Число труб, которое следует поднимать на каждой скорости подъемника, составит:

на 1 скорости z₁ = z - z₂ = 360 - 168 = 192 шт.

на 2 скорости z₂ = z₂ - z₃ = 168 - 20 = 148 шт.

на 3 скорости z₃ = z₃ - z₄ = 20 - 0 = 20 шт.

на 4 скорости Вся подвеска НКТ поднята.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВРЕМЕНИ НА СПУСК И ПОДЪЕМ ИНСТРУМЕНТА

Учитывая предыдущие данные, определить время на спуск и подъем автоматической желонки диаметром 73 мм с глубины 2880 м при диаметре насосно-компрессорных труб 73 мм.

Время подъема колонны насосно-компрессорных труб.

(9)

где - норма времени на подготовительные работы перед подъемом инструмента ( = 7.мин);

- норма времени на заключительные работы после подъема желонки из скважины (=13 мин);

- норма времени для подъема одной трубы в зависимости от скорости подъема крюка, с;

(10)

где - время машинных операций, с;

- время ручных операций при подъеме (t_p=73 с).

= K l₁ /v_{kp2 ,}

где К - коэффициент, учитывающий замедление подачи крюка при включении и торможении лебедки. При подъеме на 1, 2 и 3 скоростях лебедки К=1,2, на 4 скорости

К=1,3; l₁ -- длина трубы, м (l₁=8 м).

на I скорости t_M1 =1,28/0,181 = 53 с,

на II скорости t_M2 =1,28/0,317 = 30 с,

на III скорости t_м3 = 1,2 8/0,695 = 14 с,

на IV скорости t_м4 = 1,38/1,215 = 9 с.

Тогда:

t₁ = 53 + 73 = 126 с,

t₂ = 30 + 73 = 103 с,

t₃ = 14 + 73 = 87 с,

t₄ = 9 + 73 = 82 с.

Таким образом, общее время на подъем подвески из скважины согласно формуле (9) будет:

Т_n = 420 + 192*126 + 148*103 + 20*87 + 0*82 + 780 = 420 + 24192 + 15244 + 1740 + + 780 = 42376 с = 11,8 часа.

Время спуска

T_c= t_ПР + z(t_M+t_P) + t_3P, (11) где z - число труб, спускаемых в скважину;

t_ПР = 11мин;

t_3P =11 мин;

= K l₁ / v`_kp2 = 1,3*8 / 0,81 = 13 с,

где t_p - время ручных операций, 67 с (значения t_ПP, t_3P, t_P определяют по справочнику «Единые нормы времени на капитальный ремонт скважин»).

Подставляя цифровые значения в формулу (9), получим:

Т_с=660+360(13+67)+660= 29520 с. = 8,2 часа.

7. Промывка песочной пробки

При эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, продуктивные пласты которых сложены слабосцементированными рыхлыми песочными породами, в поступающей в скважину продукции содержится большое количество песка.

При определенных скоростях движения жидкости или газа песок осаждается на забое, образуя пробку в стволе скважины.

Технология промывки скважин

Промывка скважин необходима для очистки нижней части ее ствола от накопившегося песка и других загрязнений.

Процесс промывки основан на использовании энергии струи жидкости, закачиваемой в скважину, для разрушения песочной пробки и выноса ее на поверхность. Для реализации этого способа в скважину опускают колонну промывочных труб, а у устья скважины размещают насосы, резервуары с промывочной жидкостью и другое оборудование, необходимое для промывки по одному из следующих способов: прямой, обратной, комбинированной или непрерывной. Расположение оборудования у устья скважины, эксплуатирующейся, например, штанговым скважинным насосом, может быть следующим (рис. 15).

1 мостки-стеллажи; 2-рабочая площадка; 3-устье скважины; 4-балансирный станок-качалка; 5-подъемная лебедка (агрегат подземного ремонта); 6-площадка для агрегата; 7-компрессор; 8-вентиль регулировочный; 9-установка насосная; 10-аэратор; 11-вентиль; 12, 13-емкость

Рис. 15 Схема размещения оборудования при промывке скважин жидкостью и аэрированной жидкостью (показано пунктиром)

Промывочную жидкость выбирают в зависимости от величины пластового давления, свойств пород, составляющих пласт, и характеристики добываемой из скважины жидкости. Если коллекторы содержат глины, набухающие при соприкосновении с водой, песочные пробки в зоне фильтра необходимо промывать нефтью. Но если пробка имеет значительную высоту, то до фильтра ее можно промывать водой. Если в процессе промывки при вскрытии фильтра возможен выброс или фонтанирование, необходима промывочная жидкость такой плотности, чтобы обеспечить давление столба жидкости в скважине в момент вскрытия отверстия фильтра не менее пластового.

Подготовка скважины к промывке

После остановки скважины и извлечения из нее колонны насосно-компрессорных труб и скважинного оборудования ее необходимо исследовать для того, чтобы определить глубину верхней кромки песочной пробки и на основании этого установить ее высоту, уточнить диаметры эксплуатационной колонны и хвостовика, если он имеется.

На основании полученных замеров, данных о физических свойствах пласта и величины пластового давления определяется способ промывки скважины.

Если возможны фонтанные проявления скважины, песочные пробки необходимо промывать комбинированным способом, т.е. размывать песочную пробку прямым способом, а вымывать обратным. Комбинированный способ промывки следует также применять при наличии плотных песочных пробок, размыв которых невозможен обратной промывкой. Во всех остальных случаях промывать песочную пробку следует обратным способом. После выбора способа промывки скважины уточняются соответствующая этому способу схема обвязки устья скважины, длина колонны промывочных труб с учетом глубины промывки пробки. В качестве промывочных применяются насосно-компрессорные трубы Прямая промывка

При прямой промывке промывочная жидкость нагнетается через спущенную в скважину колонну промывочных труб. Размытая пробка вместе с жидкостью выносится из скважины по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб. По мере вымывания пробки добавляют промывочные трубы, которые постепенно и осторожно опускают, приближая конец труб к верхней кромке пробки. При спуске промывочные трубы держат все время навесу.

Для лучшего разрыхления пробки на конец промывочной колонны труб навинчивают специальные наконечники, одновременно увеличивающие разрывающее действие струи жидкости. Мундштук представляет собой короткий патрубок со срезанным косо концом («перо») или с закругленным концом в виде конуса («карандаш») с отверстием диаметром от 12 до 37 мм. Фреза представляет собой патрубок с зубьями на его торце.

Промывочная жидкость от промывочного агрегата по нагнетательной трубе поступает к стояку, установленному у ноги вышки, затем по гибкому промывочному шлангу и через промывочный вертлюг нагнетается в скважину (рис.18, а, б). При промывке корпус вертлюга опирается на элеватор, благодаря чему вертлюг разгружается от веса колонны промывочных труб.Промывку ведут до тех пор, пока вертлюг не опустится до тройника на устье скважины. В этом положении прокачка жидкости продолжается до тех пор, пока весь промытый песок не будет вынесен из скважины. Для ускорения процесса промывки и лучшего выноса песка жидкость подают на высоких скоростях промывочного агрегата. Выходящая из скважины жидкость направляется в амбар или в специальную емкость.

Обратная промывка

При обратной промывке скважин промывочную жидкость нагнетают в кольцевое пространство между обсадной колонной и промывочными трубами, а жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам.

Таким образом достигается увеличение скоростей восходящего потока жидкости и сокращается время выноса песочной пробки. Обратная промывка по сравнению с прямой имеет следующие преимущества:

1. При одинаковой подаче промывочного насоса скорость восходящего потока при обратной промывке в несколько раз больше скорости при прямой промывке.

2. Почти полностью устраняется прихват труб вследствие того, что в затрубном пространстве находится чистая жидкость, а размытая порода выносится по промывочным трубам.

3. Обратная промывка проводится при более низком давлении на выкиде насоса, так как скорость потока жидкости, необходимая для выноса размытого песка, может быть достигнута при сравнительно меньшем расходе жидкости.

К недостаткам обратной промывки относятся следующие:

1. Необходимость применения специального оборудования для герметизации устья скважины.

2. Малая скорость нисходящей струи в кольцевом пространстве, в связи с чем снижается интенсивность размыва пробки; поэтому обратную промывку нельзя применять для очистки скважины от плотной пробки, когда требуется сильная размывающая струя, а рекомендуется использовать комбинированную промывку.

Комбинированная промывка

Комбинированная промывка заключается в периодическом изменении направления движения промывочной жидкости. Для размыва пробки промывочную жидкость нагнетают в промывочные трубы, т.е. ведут прямую промывку. После частичного размыва пробки для ускорения выноса размытой породы на поверхность направление движения промывочной жидкости изменяют, переключая последнюю в кольцевое пространство, т.е. ведут обратную промывку.

После выноса размытой породы на поверхность жидкость вновь направляют в промывочные трубы для размыва новой порции пробки; затем направление жидкости изменяют в том же порядке. Комбинированная промывка имеет все преимущества прямой и обратной промывки

Удаление песчаных пробок желонками

Преимущества этого метода:

Ш простота применяемого оборудования и процесса очистки,

Ш исключение проникновения в призабойную зону пласта технологических жидкостей;

Ш возможность очистки скважин с негерметичными эксплуатационными колоннами.

Недостатки метода:

Ш длительность процесса;

Ш возможность протирания эксплуатационной колонны;

Ш возможность обрыва каната, на котором спускается инструмент;

Ш загрязнение территории вокруг устья скважины извлеченным материалом пробки;

Ш невозможность чистки желонкой колонн, имеющих смятия или сломы.

При очистке желонкой скважины она должна быть оборудована подъемником, колонна подъемных труб должна быть поднята и уложена на мостки; рядом с устьем скважины установлен отбойный ящик для сбора материала пробки.

Диаметр желонки выбирается исходя из диаметра колонны, в которой образовалась пробка.

Диаметр труб, мм	114	127	140	146	168 и более
Диаметр желонки, мм	73	89	89	89	114

В зависимости от характера пробки используют следующие типы желонок: для рыхлых пробок -- простые, при плотных -- поршневые, в специальных случаях -- автоматические. Простую желонку подвешивают на тартальном канате диаметром 16 или 19,5 мм при оснастке талевой системы «на прямую». В процессе работ следует систематически проверять надежность крепления каната к желонке и состояние каната. Выбираем в зависимости от диаметра труб 146, диаметр желонки будет равен 89 мм. Длина каната, намотанного на барабан лебедки, должна быть, такой, чтобы при самом нижнем положении желонки в скважине на барабане оставалось бы не менее одного ряда каната. Поршневые желонки (рис. 16) отличаются от простых наличием в них поршня, установленного на штоке, свободно проходящем через верхнюю крышку корпуса.

Шток поршня должен быть достаточно массивным, чтобы обеспечивать его движение вниз относительно корпуса желонки при провисании каната.

Для амортизации удара на шток надеты две пружины -- одна снаружи, другая внутри корпуса.

Рис. 16 Поршневая желонка: 1, 3 -- пружина; 2 -- корпус; 4 -- шток; 5 -- шайба эластичная; 6 -- поршень; 7 -- клапан

Для обеспечения перетока жидкости из подпоршневой полости в надпоршневую в поршне имеется ряд осевых каналов, закрытых сверху эластичной шайбой. Клапан в нижней части желонки снабжают штоком с пикообразным наконечником. При достижении желонкой забоя клапан открывается, а поршень опускается вниз, пока верхняя пружина не упрется в пробку.

Во время подъема каната сначала начинает двигаться вверх поршень, в результате давление под поршнем уменьшается и песок с жидкостью через открытый клапан засасывается внутрь корпуса.

После отрыва корпуса желонки от забоя клапан закрывается и предупреждает освобождение желонки от песка. Автоматическая желонка имеет более сложное по сравнению с описанными устройство. Принцип ее действия основан на использовании двух герметичных камер -- воздушной и песочной. Эти камеры имеют герметичные клапаны. Приемный клапан при достижении желонкой песочной пробки открывается и, поскольку давление в скважине значительно превышает давление воздуха во внутренней полости желонки, песочная камера интенсивно заполняется материалами, образовавшими пробку.В процессе очистки песочной пробки желонкой следует соблюдать следующие правила:

1. Выбирать скорость спуска желонки таким образом, чтобы предупредить образование петель каната, которые могут возникнуть во время спуска желонки в скважину и в том случае, если она зацепляется за выступ колонны труб.

2. При подъеме не допускать затаскивания желонки под кронблок. Для этого на тартальном канате выше желонки на 100 м навязывают метку. При подходе метки к барабану лебедки машинист уменьшает скорость подъема и сосредоточивает внимание на устье скважины, ожидая появления желонки.

Прямая промывка водой

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

где л - коэффициент трения при движении воды в трубах (л = 0,035); d_B - внутренний диаметр промывочных труб, м; V_Н - скорость нисходящего потока жидкости, м/с(V_Н1 = 1,26м/с; V_Н2=1,85 м/с; V_Н3 =2,78м/с; V_Н4 =4,27 м/с).

h_1.I = 0,035*(2880/0,062)*(1,26²/2*9,81) = 131,57 м;

h_1.II = 0,035*(2880/0,062)*(1,85²/2*9,81) = 283,64 м;

h_1.III = 0,035*(2880/0,062)*(2,78²/2*9,81) = 640,49 м;

h_1.IV = 0,035*(2880/0,062)*(4,27²/2*9,81) = 1511,05 м;

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

где ц - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости (колеблется в пределах 1,1--1,2, принимаем ц = 1,2);

л - коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве, определяется по разности диаметров 146 мм (D_B = 130 мм) и 73-мм (d_H = 73мм) труб: 130 - 73 = 57 мм, что почти соответствует внутреннему диаметру 73-мм труб, для которых 1=0,035;

d_H - наружный диаметр промывочных труб;

Vв - скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с (Vв₁ = 0,41; Vв₂ = 0,61; Vв₃ = 0,92; Vв₄ = 1,4).

h_2.I = 1,2*0,035*(2880/0,057)*(0,41²/2*9,81) = 18,18 м;

h_2.II = 1,2*0,035*(2880/0,057)*(0,61²/2*9,81) = 40,25 м;

h_2.III = 1,2*0,035*(2880/0,057)*(0,92²/2*9,81) = 91,55 м;

h_2.IV = 1,2*0,035*(2880/0,057)*(1,4²/2*9,81) = 211,99м;

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

где m - пористость песочной пробки (принимаем равной 0,3);

F - площадь проходного сечения 146-мм эксплуатационной колонны (F = 133 см²);

l - высота пробки промытой за один прием (длина двухтрубки равна 14 м);

- площадь поперечного сечения кольцевого пространства между 146-мм и 73-мм трубами (= 91 см²);

с_П - плотность зерен песка (с_П = 2600 кг/м³);

р_ж - плотность промывочной жидкости (р_ж=1080 кг/м );

V_КР - скорость свободного падения песчинок в воде для песчинок размером

d = 1,0 мм равна 9,5 см/с;

V_В - скорость восходящего потока жидкости, см/с.

Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды. Потери напора, возникающие в шланге h₄ и вертлюге h₅, составляют в сумме при работе:

на I скорости (h₄+h₅) = 7,2 м;

на II скорости (h₄+h₅) = 15 м;

на III скорости (h₄+h₅) = 31,8 м;

на IV скорости (h₄+h₃) = 128 м.

Находим потери напора h₆ на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии 1=50 м.

Определяем давление на выкиде насоса (в МПа):

где (h₁ + h₂ + h₃ + h₄ + h₅ + h₆) - сумма потерь, м.

Подставляя в формулу полученные значения потерь, будем иметь суммарные потери при работе насосной установки:

P_Н1 = 1/10⁶ *1080*9,81*(131,57+18,18+12,16+7,2+2,28) = 1,82 МПа;

P_Н2 = 1/10⁶ *1080*9,81*(283,64+40,25+14,78+15+4,92) = 3,8 МПа;

P_Н3 = 1/10⁶ *1080*9,81*(640,49+91,55+16,59+31,8+11,11) = 8,4 МПа;

P_Н4 = 1/10⁶ *1080*9,81*(1511,05+211,99+17,81+128+26,23) = 20,09 МПа;

Определяем давление на забое скважины при работе установки:

где Н - глубина скважины, м.

Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песочной пробки, по формуле: , где з - общий механический к.п.д. насосной установки (принимаем равным 0,8).

N_I = (1,82*10⁶*3.8*10^-3)/(10³*0.8) = 8,64 кВт;

N_II = (3,8*10⁶*5,6*10^-3)/(10³*0.8) = 26,6 кВт;

N_III = (8,4*10⁶*8,4*10^-3)/(10³*0.8) = 88,2 кВт;

N_IV = (20,09*10⁶*12,9*10^-3)/(10³*0.8) = 323,95 кВт;

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

Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки:

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

V_П1 = 0,41 - 0,095 = 0,315 м/с; V_П2 = 0,61 - 0,095 = 0,515 м/с;

V_П3 = 0,92 - 0,095 = 0,825 м/с.

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

t₁ = 2400/0,315 = 2ч11мин; t₂ = 2400/0,515 = 1ч29мин;

t₃ = 2400/0,825 = 49мин23сек.

Определяем размывающую силу (силу удара) жидкости по формуле:

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

F - площадь проходного сечения эксплуатационной колонны (для 146-мм колонны равна 133 см²).

Таким образом, исследуя полученные результаты расчетов при прямой промывке, имеем следующие выводы:

По мощности агрегат может быть использован только на I, II
и III скорости.

По затратам времени лучше всего применить способ промывки на III скорости, скважина будет очищена за 47мин 28 сек.

КПД использования установки (89,6 %) будет максимальным при работе на III скорости с применением способа прямой промывки.

4. Величина давления на забое при работе на III скорости
составляет 26,41 МПа, что не угрожает гидроразрывом пластов в
призабойной зоне (Р_грп=1,5 Р_гс). Выбор останавливаем на прямой промывке на III скорости.

9. Отчистка оборудования от парафина

При всех способах эксплуатации скважин, дающих парафинистую нефть, в подъемных трубах, особенно в верхней части колонны труб, а также в выкидных линиях, отлагается парафин, что приводит к нарушению нормальной работы скважин. Толщина парафинистой корки на стенках труб постепенно увеличивается, и, если не принимать профилактических мер, может произойти полная закупорка труб и, следовательно, полное прекращение поступления жидкости но ним.

Для очистки подъемных труб необходимо расплавить в них парафин, механически очистить его при помощи специальных скребков, опускаемых в трубы, или обработать химическими реагентами.

Расплавление парафина

Для расплавления парафина в подъемных трубах их прогревают паром, прокачивают горячую нефть, нефтепродукты или разогревают при помощи электрического тока, не извлекая трубы из скважины. Электрический способ борьбы с отложениями парафина в подъемных трубах не нашел распространения.

Пропарка подъемных труб широко применяется па промыслах. В качестве генератора пара пользуются паровой передвижной установкой ППУ-2, смонтированной па автомашине или на металлической раме (типа салазок), транспортируемой по территории промысла трактором. Установка ППУ-2 состоит из прямо очного котла па рабочее давление 60 кг/см² (максимально 5 кг/см²) производительностью 1000 кг пара в час при рабочей температуре 325° с необходимым вспомогательным оборудованием.

Сущность этого метода заключается в следующем. Установку ППУ-2 подключают к затрубному пространству скважины или воздухопроводу у компрессорной скважины, куда продолжают нагнетать воздух. Пар, увлекаемый воздухом, при движении вниз нагревает подъемные трубы и расплавляет парафин, который восходящей струей выносится на поверхность, при этом расплавляется парафин и в выкидной линии. Подачу пара вначале производят в небольшом количестве с последующим плавным увеличением до максимальной производительности парогенераторной установки. Давление нагнетания пара в скважину зависит от рабочего давления нагнетания воздуха, при котором эксплуатируется скважина компрессорным способом. Процесс депарафинизации обычно длится до 2 час.

Наибольшая эффективность в прогреве труб достигается в скважинах, оборудованных двухрядным лифтом. При однорядном лифте большое количество тепла расходуется на бесполезный нагрев эксплуатационной колонны.

В компрессорных скважинах, дающих парафинистую нефть рекомендуется устья оборудовать так, чтобы было возможно переводить скважины на работу с кольцевой системы на центральную и обратно; прогревать трубы следует при переводе скважин; на работу по центральной схеме с последующим переводом (после расплавления парафина) вновь на кольцевую систему. В фонтанных скважинах такой метод очистки труб от парафина применим при небольшом затрубном давлении.

В скважинах, подвергающихся депарафинизации паром, резьбу насосно-компрессорных труб следует смазывать графитовой смазкой. При смазывании резьбы сырой нефтью происходит ее коксование, что в дальнейшем сильно затрудняет развинчивание труб при их подъеме.

Для продувки паром выкидных линий от скважин, дающих парафинистую нефть, на выкидных линиях устанавливают обычно ближе к устью скважины тройник с 2¹/₂? вентилем и фланцем к которому при необходимости продувки линии присоединяют выкид от установки ППУ-2. Продукция работающей скважины смешивается в начале выкида с перегретым паром, и горячая нефтепаровая смесь расплавляет парафин по всей выкидной линии, унося его в групповую установку. Широко распространен также способ расплавления парафина в подъемных трубах путем прокачки горячей нефти или керосина. Оборудование для подогрева и закачки жидкости в скважину состоит из емкости (мерника), насоса, смонтированного па тележке, транспортируемой автомобилем или трактором, и паропередвижной установки ППУ-2. Для подогрева нефти закачиваемый в скважину пар из ППУ пропускают через змеевики, установленные в мернике. Этот способ депарафинизации применим для фонтанных, компрессорных и насосных скважин. Прокачивать горячую жидкость можно в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами или непосредственно в подъемные трубы. Преимущество закачки горячей жидкости в затрубное пространство фонтанных скважин состоит в том, что расплавлять парафин можно без остановки работы скважины. В кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами подается такое количество подогретой нефти, которое не нарушало бы фонтанирования скважины. На трубопроводе, подключенном к затрубному пространству, в этом случае надо ставить обратный клапан.

При закачке расчетного количества нефти непосредственно в подъемные трубы нефть (подогретую до температуры 90--95°) закачивают насосом в подъемные трубы. Расплавленный парафин струей нефти выносится на поверхность. Закачка горячего керосина в трубы дает лучшие результаты, чем закачка нефти, потому что, расплавляя парафин, он растворяет его. Кроме того, при закачке керосина уменьшается опасность заглушения фонтанирующей скважины, так как керосин имеет меньший удельный вес и ненамного увеличивает вес столба жидкости.

Недостатком этого способа является необходимость останавливать скважину. При применении этого способа в насосных скважинах колонну насосных штанг приподнимают на такую высоту, чтобы плунжер вышел из цилиндра глубинного насоса, и подогретую нефть в количестве 6 - 8 м³ закачивают в насосные трубы. После этого тут же плунжер сажают обратно в цилиндр насоса и установку пускают в ход. Расплавленный парафин потоком жидкости выносится на поверхность. В некоторых районах для расплавления парафина в подъемные трубы прокачивают горячую воду.

Депарафинизации подъемных труб в скважинах, эксплуатирующихся бесштанговыми гидравлическими поршневыми насосами, может осуществляться закачкой в скважину силовыми насосами горячей силовой нефти. Кроме описанных способов теплового воздействия, для очистки подъемных труб от парафина еще широко применяется пропарка запарафинеиных труб после подъема их на поверхность. В этом случае поднятые из скважины запарафиненные трубы укладывают на мостки с большим уклоном. Пар, пускаемый внутрь трубы, расплавляет парафин, и последний вытекает из трубы. Пар подают от установки ППУ к трубе при помощи резинового шланга с укрепленным металлическим наконечником, который поочередно вставляют в каждую запарафиненную трубу. Пар подают до тех пор, пока из трубы не будет удален весь парафин. При этом способе очистки на каждую трубу расходуется много пара и расход его увеличивается с понижением температуры атмосферы.

Наиболее распространенным способом очистки подъемных труб от парафина является механическая очистка труб специальными скребками, выполняемая в процессе эксплуатации скважин без ее остановки. Этот способ заключается в соскабливании скребками со стенок труб отложений парафина. Применяют скребки различных конструкций. В фонтанных и компрессорных скважинах движение скребков вниз осуществляется под действием силы тяжести самих скребков и специально применяемых грузов, а вверх скребки поднимают на стальном тросе (проволоке) при помощи лебедки. Применяют также «летающие» скребки конструкции УфНИИ, которые опускаются под действием силы тяжести, а поднимаются без троса под действием энергии восходящего потока газожидкостной смеси.

Схема оборудования скважины для очистки подъемных труб скребками, спускаемыми на тросе, следующая: на устьевой арматуре над буферной задвижкой фонтанной или компрессорной скважины устанавливают лубрикатор с сальником над лубрикатором укреплен ролик. Возле скважины устанавливают ручную лебедку (аппарат Яковлева) или механизированную лебедку для спуска и подъема в трубах на проволоке скребков с грузом.

Проволока для спуска скребков должна быть диаметром 1,8 - 2,0 мм с пределом прочности 150--160 кг/мм'² (марки В по ГОСТ 3241-46).

Лубрикатор служит для удержания приготовленных для спуска скребков и груза. Последний представляет собой болванку вес которой зависит от диаметра труб и дебита скважины (от 10 до 20 кг), и служит для обеспечения быстрого и плавного движения скребков вниз и предупреждения их подбрасывания потоком жидкости при перемещении скребков вверх и вниз. Сальник в верхней части убрикатора служит для создания герметичности отверстия, через которое проходит проволока. Скребки, спускаемые в скважину на проволоке, могут иметь постоянное и переменное сечение.

Скребки, показанные на рис. 17, соскабливают парафин заостренными кромками корпуса при движении вниз и вверх. Наружный диаметр этих скребков на 1,5-2 мм меньше диаметра подъемных труб. Конструкция скребка обеспечивает свободный проход восходящего потока жидкости, предупреждает подбрасывание его потоком. Постоянство диаметра скребков является недостатком. Такой скребок спускать в скважину необходимо не позднее, чем на трубах успеет отложиться слой парафина толщиной 0,5--0,7 мм.

Спускают скребки обычно через каждые 1,5--2 часа. Малейшее промедление при очередном спуске скребков приводит к остановке скребка в каком-либо месте фонтанных труб. Это обычно устраняют расхаживанием, но часто происходит обрыв груза.

Рис. 17 Скребки постоянного сечения

Рис. 18 Турбоскробок конструкции Т.В. Шалвача 1 -- корпус; 2 -- турбина-скребок; 3-- центрирующие планки

На промыслах Краснодарского совнархоза для очистки фонтанных труб от парафина широко применяют скребки конструкции Т. В. Шалвача (рис. 18). Он имеет следующее устройство.

Корпус его 1 изготовляют из трубы наружным диаметром 32 мм, длиной 1500 мм. Один конец трубы залит свинцом, в который заделан стержень, имеющий на другом конце резьбу под гайки. На этот стержень надета свободно вращающаяся турбина-скребок 2, которая удерживается на нем гайками. Гайки не имеют граней, что предотвращает завихрение восходящего потока газожидкостной смеси к турбинке. Для создания нормального выхода потока жидкости из турбинки корпус скребка обточен под конус. Для центрирования скребка в трубах на корпусе его имеются два фонаря, состоящие каждый из четырех приваренных к корпусу планок 3. К верхнему концу стержня приварена головка для крепления проволоки. Турбина имеет четыре спирали, изготовляемые из колец высотой 18 мм, вырезанных из труб наружным диаметром 82,42 мм и с толщиной стенок 1,8 мм, которые разрезают по высоте в одном месте, растягивают в спираль и приваривают по всей винтовой линии к трубке, свободно насаженной на стержень. Вес турбоскребка 12 кг.

Принцип действия этого скребка состоит в том, что под действием восходящего потока нефти и газа вращается турбинка, свободно сидящая на оси, и при движении скребка вниз и вверх парафин ею снимается со стенок труб; стружки парафина выносятся восходящим потоком нефти. Очистку труб от парафина скребками выполняют следующим образом. Установив в лубрикаторе приготовленные для спуска скребки с грузом, оператор, не останавливая эксплуатации скважины, открывает буферную задвижку и при помощи лебедки спускает скребки на необходимую глубину. Диаметр груза должен быть минимальным, чтобы струя жидкости свободно проходила мимо него. Скребки спускают на глубину, где начинается отложение парафина, и затем поднимают вверх. При движении вверх и вниз скребки соскабливают парафин с поверхности труб, и последний восходящим потоком жидкости выносится на поверхность.

10. Гидравлический разрыв пласта

Гидравлический разрыв пласта проводится в целью увеличения дебита нефтяной или приемистости нагнетательной скважины.

Сущность этого процесса заключается в нагнетании в скважину высоковязкой жидкости со скоростью, превышающей скорость поглощения ее пластом. В результате в призабойной зоне создается высокое давление, благодаря которому расширяются имеющиеся в пласте трещины или образуются новые.

Для сохранения трещин в раскрытом состоянии в жидкость разрыва вводится крупнозернистый песок, который препятствует последующему смыканию трещин. Вязкая жидкость, заполнившая трещины, в процессе дальнейшей эксплуатации скважины извлекается на поверхность. Благодаря гидравлическому разрыву пласта в несколько раз повышаются дебиты эксплуатационных и приемистость нагнетательных скважин. Образующиеся при гидравлическом разрыве пласта трещины обладают весьма высокой проницаемостью, радиус их распространения иногда достигает десятков метров, что обеспечивает более высокую эффективность метода гидравлического разрыва пласта по сравнению с другими методами воздействия на призабойную зону скважины.

Расчет гидроразрыва пласта.

Необходимо определить следующие показатели:

- давление разрыва;

- допустимое давление на устье скважины (при проведении процесса без пакера);

- объем жидкости разрыва;

количество песка, концентрация песка в жидкости-песконосителе;

объем жидкости-песконосителя;

объем продавочной жидкости;

общую продолжительность процесса ГРП;

тип и число необходимых насосных агрегатов.

Определяем давление разрыва по формуле:

,

где Р_ВГ - вертикальное горное давление, МПа;

Р_ПЛ - пластовое давление, МПа;

у_Р - давление расслоение пород или предел прочности породы на разрыв (принимаем равным 1,5, МПа).

Вертикальное горное давление определяем по формуле:

где Н - глубина залегания пласта (нижних отверстий фильтра), м;

с_п - средняя плотность вышележащих пород, кг/м³ (с_п=2500 кг/м).

ГРП можно проводить как через эксплуатационную колонну, так и через колонну НКТ. Для выяснения возможности проведения ГРП через обсадную колонну следует определить допускаемое давление на устье скважины из условий прочности колонны на разрыв от внутреннего давления и прочности резьбового соединения.

Определим допустимое давление на устье скважины (в случае проведения процесса непосредственно через эксплуатационную колонну без установки пакера) по формуле:

где D_Н - диаметр обсадных труб, равный 14,6 см;

D_В -- внутренний диаметр обсадных труб, равный 13 см;

у_ТЕК - предел текучести для труб из стали группы прочности Д равный 320 МПа;

K - запас прочности (принимаем К=1,5);

h - потери напора на трение в обсадной колонне, м;

с_ЖР - плотность жидкости разрыва (принимаем р_жр=950 кг/м³);

РПЛ - пластовое давление, МПа;

L - глубина скважины, м.

Для скважины

Допустимое давление на устье скважины в зависимости от прочности резьбы верхней части колонн труб на страгивающие усилия, определяем по формуле:

где Р_СТР - страгивающая нагрузка для обсадных труб из стали группы прочности Д равная 1,25 МН;

К - запас прочности, равный 1,5;

G - усилие натяжки при обвязке обсадной колонны, принимаем 0,5 МН.

Получаем значение Р_у равное 24,8 МПа. Соответствующее забойное давление при давлении на устье скважин 24,8 МПа составит:

Полученное значения забойного давления оказалось больше, чем необходимое давления разрыва. Поэтому давление на устье должно быть:

Из подсчитанного значения устьевого давления видно, что оно не превышает допустимое значение для эксплуатационной колонны. Поэтому гидравлический разрыв пласта можно проводить без установки пакера для предохранения эксплуатационной колонны от воздействия избыточных давлений.

Объем жидкости разрыва не поддается точному расчету. По опытным данным, значение его колеблется в пределах 5-10 м³. Принимаем для каждой из рассматриваемых скважин средний объем жидкости разрыва Vр = 8м³ нефти.

Количество песка G_П, потребное для гидроразрыва, также нельзя рассчитать. По данным отечественной практики количество песка обычно принимают равным 10 - 30 т. на один гидроразрыв. Принимаем для каждой из рассматриваемых скважин G_П = 20т = 20000 кг.

Концентрация песка С зависит от вязкости жидкости-песконосителя и темпа ее закачки. Обычно для нефти вязкостью 5-10^-2 ПаЧс значение ее колеблется в пределах 150 - 300 кг/м³. Принимаем С = 250 кг/м³.

Объем жидкости-песконосителя при принятых количестве песка и его концентрации в жидкости составит:

Объем продавочной жидкости принимают на 20 - 30% больше, чем объем колонны труб, по которой закачивают жидкость с песком:

где d_В - внутренний диаметр труб, на которых спущен пакер, т.е. труб, по которым закачивают жидкость с песком (для 73-мм труб d_В = 0,06м);

К - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб (принимаем 1,3);

Н - глубина спуска труб, м( Н = 2400 м).

Общую продолжительность процесса гидроразрыва определяют из соотношения:

где Q - расход рабочих жидкостей, равный согласно принятой скорости их нагнетания 0,03 м³/с;

V_P - объем жидкости разрыва (V_P = 8м³);

V_ЖП -- объем жидкости песконосителя (V_ЖП = 80 м³);

V_ПР - объем продавочной жидкости.

Число насосных агрегатов. Если принять агрегаты 4АН-700, то с учетом их подачи, равной 0,0123 м³/с при давлении 36,6 МПа и требуемом расходе жидкости, равном 0,03 м³/с, число агрегатов (при одном резервном) составит:

Число пескосмесительных агрегатов

Потребное число пескосмесительных агрегатов определяется исходя из загрузочной массы их бункеров, при этом для определения числа агрегатов масса закрепителя трещин делится на загрузочную массу и округляется до ближайшего большего. Так как по условиям задано ввести в трещины 20 т песка, то согласно характеристике агрегата 4ПА потребуется 3 таких пескосмесителя.

Число автоцистерн. По условиям работы закачивается 80 м³ жидкости-песконосителя плотностью с_ж = 1 г/см. Для ее транспортировки на скважину требуется 5 автоцистерн АЦПП-21-5523А или 7 автоцистерн ЦР-20. Кроме того, на скважину при ГРП доставляются продавочная жидкость в объеме 1,5 - 2 объемов скважины и жидкость разрыва пласта в объеме 5 - 10 м³. Для доставки этих жидкостей дополнительно потребуются 2 автоцистерны АЦПП-21-5523А или 3 автоцистерны ЦР-20. Следовательно, для обеспечения проведения процесса потребуется 7 автоцистерн АЦПП-21-5523А или 10 автоцистерн ЦР-20.

Оборудование устья. Для района с холодным климатом применяют блок манифольдов типа 1БМ-700С. Поскольку трубная головка специальной арматуры устья 2АУ-700 и 2АУ-700 СУ допускает рабочее давление до 32 МПа, а в рассматриваемом варианте устьевое давление гидроразрыва достигает 24,8 МПа, то устье скважины в этом случае оборудуется трубной головкой 2АУ-700.

Для расчетного варианта ГРП по градиенту давления разрыва 0,0165 МПа/м устье оборудуется арматурой 2АУ-700 СУ.

Для определения увеличения проницаемости призабойной зоны скважины после гидроразрыва в случае образования одной горизонтальной трещины необходимо знать ширину трещины, радиус ее распространения и проницаемость пласта. Радиус горизонтальной трещины определяем приближенно по формуле:

,

где С - эмпирический коэффициент, зависящий от давления и характеристики горных пород, равный 0,02;

Q - расход жидкости разрыва, м³/мин;

µ - вязкость жидкости разрыва, Па•с;

t_р - время закачки жидкости разрыва, мин;

к - коэффициент проницаемости, мкм².

Для рассматриваемой задачи имеем следующие данные:

С -- 0,02;. Q -- расход жидкости разрыва (Q = 0,03 м³/с);µ -- вязкость жидкости разрыва (µ=0,25 Па•с );

t_p -- время закачки жидкости разрыва (4,4 мин = 264 с);

к -- коэффициент проницаемости (к = 0,02•10 ^-12 м²).

Подставляя приведенные данные в формулу (8), будем иметь:

,

Проницаемость созданной горизонтальной трещины определяем по формуле:

,

где - проницаемость трещины, м²;

- ширина трещины, см.

Принимаем равной 0,1 см, получим:

Проницаемость призабойной зоны определяем по формуле:

,

где - проницаемость пласта (=0,02•10^-12 м²);

h - эффективная мощность пласта, (h=16 м);

- ширина трещины (=0,001 м).

Подставляя эти данные в формулу (10), будем иметь:

,

Если считать, что значение проницаемости призабойной зоны указанных скважин до осуществления в них гидроразрыва было равно среднему значению проницаемости пласта (k_П= 0,02-10^-12 м²), то проницаемость призабойной зоны скважин в радиусе распространения трещины увеличится в:

,

Таким образом, в результате создания одной единственной трещины в призабойной зоне проницаемость ее увеличивается в десятки и более раз.

Проницаемость всей дренажной системы скважины вычисляю по формуле:

,

где R_K - радиус контура области питания скважины или половина среднего расстояния между двумя соседними скважинами (принимаем равным 100 м);

r_C - радиус забоя скважины (r_с=0,075м);

r_T - радиус трещины (r_T=13 м).

Подставляя значения величин, входящих в формулу (11), получим:

,

Определим ожидаемый прирост дебита скважины после гидравлического разрыва пласта.

Дебит скважины найдем по формуле Дюпюи:

,

где Q - дебит скважины, м³/сут;

k_П - проницаемость пласта (k_П - 0,02•1,02•10^-12м²);

h - эффективная мощность пласта, м;

- депрессия на забое (=р_пл-Р_заб =3,0-1,0=2 МПа);

µ - динамическая вязкость нефти (принимаем равной 0,8 Па•с).

При принятых данных получим следующие значения дебетов:

,

Сравним подсчитанные по формуле значения дебитов с фактическими (фактический дебит равен 0,30 м³/сут).

Из сравнения видно хорошее совпадение дебитов, подсчитанных по формуле Дюпюи (12) с фактическими дебитами по замерам.

Максимальный дебит скважины после гидравлического разрыва пласта определяем по формуле Дюпюи, принимая радиус скважины, равным радиусу трещины (r_C=r_T):

,

где k_П - проницаемость пласта,

r_T - радиус трещины (r_T=13 м).

Подставляя имеющиеся данные в формулу (13), получим следующие значения максимального дебита:

,

Из полученного результата о возможном максимальном дебите скважины видно, что после гидравлического разрыва пласта дебит скважины может увеличиваться в:

;

Ожидаемый эффект от гидроразрыва можно определить также по приближенной формуле Г.К. Максимовича, в которой радиус скважины после ГРП принимается равным радиусу трещины:

.

Подставляя данные, получим для всех трех скважин:

Таки образом, после гидроразрыва пласта можно ожидать более чем двукратное увеличение дебитов скважин.

Производим расчет установки пакера.

Давление, при котором пакер будет находиться в равновесии с учетом потери напора при движении жидкости в НКТ, определяем по формуле:

где V - скорость нисходящего потока жидкости в трубах(V = 2,97 м/с); л - коэффициент трения при движении жидкости в трубах(л = 0,035).

Полученное значение давления, при котором пакер должен находиться в равновесии, оказалось меньше, чем ожидаемое давление разрыва. Поэтому необходимо вместе с пакером спустить якорь. Для подбора якоря определим усилие G_Я, необходимое для удержания пакера в равновесии.

где у_Т - сила трения пакера о стенки обсадной колонны (принимается в пределах 13Ч10³ - 17Ч10³ Н). Принимаем у_Т = 15Ч10³ Н.

Таким образом выбираем тип якоря, удерживающее усилие которого равно 0,71МН.

11. Установка пакера и якоря

Пакеры-разобщители применяют в нефтегазодобыче для различных целей. При гидравлическом разрыве пласта их используют для разобщения фильтровой зоны ствола скважины и его верхней части, чем предупреждается порыв эксплуатационной колонны при давлении гидроразрыва, превышающем допустимое для колонны значение.

По способу установки в скважине различают пакера с опорой на забой и без опоры на забой, или так называемые «висячие» пакеры. Пакер с опорой спускают в скважину с хвостовиком. Преимущества пакеров этого типа -- простота и надежность конструкций, а преимущество пакеров без опоры на забой -- возможность их установки в любом месте эксплуатационной колонны.

По способам образования сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры подразделяются на механические и гидравлические. К первым относятся все пакеры, уплотнительная часть которых деформируется от воздействия на него веса колонны труб. Эти пакеры просты по конструкции и высоконадежны в работе. Недостаток -- обязательное нагружение их трубами, что не всегда возможно, например на небольших глубинах их установки.

...