на III скорости 1,79

на IV скорости 1,00

на V скорости 0,78

Поршневой насос

тип КМ-9Т

гидравлическая мощность, л. с 125

ход поршня насоса, мм 250

передаточное число глобоидальной передачи 20,5

диаметр сменных втулок, мм 100, 115, 127

диаметр штока, мм 45

Вспомогательный двигатель:

тип ГАЗ-51А

скорость вращения, об/мин 2800

развиваемая мощность, л. с 70

максимальный вращающий (крутящий) момент, кгс-м 20,5

Водяной насос:

тип 1В

скорость вращения коленчатого вала

(число ходов), об/мин 140

потребляемая мощность, л. с 35

диаметр плунжера, мм 125

ход плунжера, мм 170

передаточное число зубчатой передачи 3,88

при коэффициенте наполнении 0,94, л/с 13

максимальное давление, кгс/см2 15

скорость вращения трансмиссионного вала, об/мин 545

скорость вращения коленчатого вала, об/мин 140

скорость вращения двигателя, об/мин 1700

включенная передача Вторая

передаточное число включенной передачи 3,09

привод: От двигателя ГАЗ-51А через коробку передач и цепную муфту140

Объем замерного бака, м3 6,4 (две полости по3,2 м3 каждая)

Условный диаметр линии, мм:

приемной поршневого насоса 100

напорной поршневого насоса 50

приемной водяного насоса 100

напорной водяного насоса 50

Подача цементомешалки по сухому цементу, т/мин 1,0

Емкость бачка для цементного раствора, м3 0,25

Габаритные размеры, мм

длина 10 425

ширина 2650

высота 3225

Масса агрегата (с полной заправкой), кг 17 500

Цементно-смесительный агрегат 1АС-20.

Агрегат 1АС-20 смонтирован на шасси автомобиля КрАЗ-257. Основные узлы агрегата унифицированы с узлами смесительной машины 2СМН-20. Отличительной особенностью является то, что агрегат оснащен водоподающим блоком, состоящим из водяного насоса 1В и силового агрегата ГАЗ-51 7.

Водоподающая установка смонтирована между кабиной автомобиля и бункером. Привод насоса осуществляется от силового агрегата на базе двигателя ГАЗ-51, установленного на общей раме с насосом 1В. Выводной вал коробки передач силового агрегата ГАЗ-51 соединяется с насосом 1В карданным валом.

Управление силовым агрегатом ГАЗ-51 централизовано и выведено в кабину водителя. Контрольно-измерительные приборы, включая тахометр, расположены на панели приборов кабины автомобиля. Централизованное расположение пульта управления подачей воды и цемента обеспечивает лучшее регулирование плотности раствора и изменение темпа его приготовления.

Нагнетательный трубопровод оборудован воздушным колпаком и пружинным предохранительным клапаном, отрегулированным на давление 15 кгс/см2 со сбросом жидкости непосредственно в приемную линию насоса 1В. Приемный трубопровод разветвляется по обе стороны агрегата для удобства присоединения его к раздающей линии мерного бака цементировочного агрегата.

В агрегате 1АС-20 модернизирован загрузочный шнек. Он состоит из двух секций, соединенных между собой шарнирными сочленениями: неподвижной, смонтированной непосредственно в бункере и через конический редуктор соединенной с трансмиссией привода карданным валом, и подвижной -- откидной.

Кроме нижней и верхней опор, загрузочный шнек имеет дополнительную среднюю опору, что значительно упрощает и облегчает установку его в рабочее и транспортное положения и позволяет проводить эту операцию одному оператору .

Узел крепления смесительного устройства к приемной камере агрегата состоит из двух полухомутов: неподвижного и откидного на шарнире, что позволяет легко и быстро монтировать и демонтировать его одному оператору.

Взамен специального магазина с набором насадок в комплекте агрегата имеются три сменные резьбовые насадки с диаметрами отверстий 12,5; 15 и 18 мм.

Масса выкидной труби смесительного устройства уменьшена примерно в 2 раза.

Техническая характеристика 1АС 20

Монтажная база (шасси автомобиля) КрАЗ-219

Масса перевозимого грузa, т 9,5

Объем бункера, м3 14,5

Способ приготовления раствора: Механико-гидравлический

Максимальная производительность при приготовлении растворов, м3/мин...2,0

Плотность приготовляемого тампонажного раствора, г/см3 1,8-2,0

Водоподающий блок тип1В насоса (трехплунжерный)

максимальная подача, 13,0 л/с

максимальное давление, 15,0 кгс/см2

привод насоса ГАЗ-51

Масса ненагруженного автомобиля, т 15,0

Осреднительная емкость. Емкость предназначена для обработки тампонажных растворов в процессе их приготовления при цементировании нефтяных и газовых скважин.

Основное назначение установки - понижение колебаний плотности тампонажного раствора при его непрерывном приготовлении или накоплении отдельных порций с последующей откачкой. Кроме того, установку применяют для приготовления буферных и других рабочих жидкостей, содержащих труднорастворимые вещества.

Установка работает только в комплексе с насосными и смесительными установками, предназначенными для цементирования нефтяных и газовых скважин.

Техническая характеристика установки УО

Монтажная база: Шасси автомобиля КрАЗ-250

Вместимость осреднительной установки, м3, не менее: 16

Объем порции раствора при порционном приготовлении, м3:

максимальный 15

минимальный 5

Максимальная плотность приготовленного раствора, г/см3 2,50

Допускаемое колебание плотности приготовленного раствора, г/см3 +0,01

Подача исходного тампонажного раствора в осреднительную емкость, дм3/с, не более 44

Характеристика мешалки

Принцип действия:Механический

Тип: Двухвальная ленточная винтовая

Частота вращения валов мешалок, об/мин 40-60

Привод: От ходового двигателя ЯАМЗ-238

Транспортные данные установки:

наибольшая скорость движения: Согласно ПДД

дорожный просвет, мм, 75

Габаритные размеры, мм, не более:

длина: 9850

ширина 2500

высота 3360

Масса установки, кг, не более:

снаряжения 13160

в собранном виде (без заправки12 890

Распределение снаряженной массы установки на дорогу, кг, не более:

через переднюю ось 4600

через заднюю ось 8300

2.5 Материалы, применяемые при герметизации спуском дополнительной колонны в КРС

-дополнительная колонна;

-цементировочный клапан КОЦ;

-обратный клапан;

-гидравлический разъединитель;

-тампонажный портландцемент;

-технологическая жидкость.

Оборудование для проведения спуско-подъемных операций.

2.6 Подготовительные работы

1. Прошаблонировать 146-мм эксплуатационную колонну шаблоном 124 мм и длиной не менее 20-30 м, а 168-мм эксплуатационную колонну- шаблоном 144 мм и длиной не менее 20-30 м соответственно, либо 2-3-мя трубами намеченной к спуску дополнительной колонны или летучки с центраторами.

2. При герметизации эксплуатационной колонны спуском и цементированием дополнительной колонны или летучки без спецоснастки, башмачный патрубок которых будет находиться выше интервала перфорации, в интервале продуктивных пластов установить песчаную пробку и упорный цементный мост мощностью не менее 5 м (интервалы установки упорного моста указываются в специальном плане работ), при этом верхняя граница цементного моста должна находится непосредственно под низом дополнительной колонны или летучки, после ОЗЦ определить местоположение упорного цементного моста (ГК, ЛМ) (летучка устанавливается с упором на цементный мост).

3. При герметизации эксплуатационной колонны спуском и цементированием дополнительной колонны или летучки с перекрытием верхнего (их) интервала (ов) перфорации с их отключением из эксплуатации установить песчаную пробку на оставшийся интервалы перфорации, произвести герметизацию (отключение) верхнего (их) интервала (ов) перфорации закачкой в нее тампонирующей смеси, с последующим разбуриванием цементного стакана и разбуриваемого пакера (при его наличии) в перекрываемом интервале.

4. При герметизации эксплуатационной колонны спуском и цементированием дополнительной колонны или летучки с перекрытием верхнего (их) интервала(ов) перфорации без отключения их и эксплуатации в последующем, с целью предупреждения попадания фильтрата цементного раствора в ПЗП при цементировании дополнительной колонны или летучки, необходимо произвести блокировку перфорационных каналов с продавкой блокирующего состава (водонефтяные эмульсии, полимерные растворы) в интервал перфорации с последующим докреплением цементным раствором и разбуриванием цементного моста и разбуриваемого пакера (при его наличии). Химический состав и объем блокирующего состава и цементного раствора выбираются подрядчиком и согласовываются с Заказчиком.

5. Провести тампонажные работы по восстановлению частичной герметизации эксплуатационной колонны (давление опрессовки загерметизированного(ых) нарушения(ий) должно быть не меньше гидростатического давления цементного раствора при его подъеме за дополнительной колонной (летучкой) до уровня указанного в плане работ).

6. Для дополнительных колонн и летучек оснащенных специальной оснасткой зачистить интервал установки разобщителя скребком (интервалы установки разобщителя указываются в специальном плане работ).

7. Подготовка насосно-компрессорных и обсадных труб дополнительных колонн и летучек к спуску в скважину. Обсадные трубы опрессовываются согласно «Технологического регламента работы цеха опрессовки Лениногорской базы УТНС» Лениногорск 2004 г., проходят дефектоскопию и шаблонируются жестким шаблоном длиной L=450 мм на базе УТНС, диаметры шаблонов указаны в табл. 2.2, сведения об опрессовке, дефектоскопии и шаблонировке оформляются актом.

Таблица 2.2. Диаметры шаблонов

Условный диаметр трубы, мм	Толщина стенки, мм	Наружный диаметр шаблона, мм
102	6,5	85,4
114	7,0	97,1
114 (б/м)	6,9	95,5
120 (б/м)	6,9	101,9

Примечание - Предельное отклонение диаметра шаблона ± 0,25 мм.

Транспортирование обсадных труб и НКТ производится на специально оборудованных трубовозах с разгрузкой их подъемным краном или покатом на стеллажи, исключая сбрасывание или перетаскивание труб волоком. Все доставленные на скважину обсадные трубы должны соответствовать требованиям ГОСТ 632-80 и плану на производство КРС.

Перед спуском дополнительных колонн и летучек необходимо:

Проверить наличие копии сертификата качества, акт об опрессовке, шаблонировке и дефектоскопии труб на трубной базе.

Произвести визуальный осмотр труб с целью выявления вмятин, трещин, погнутости, целостности резьбовых соединений и их соответствие типам ответных резьбовых соединений патрубков, переводников и технических средств оснастки.

-На наружной и внутренней поверхности труб и муфт не должно быть раковин, расслоений, трещин.

-Резьба труб должна быть гладкой, без заусенцев и других дефектов, нарушающих ее геометрию, прочность и герметичность соединения.

-При обнаружении поврежденных, негодных к спуску труб, на отбракованной трубе следует нанести устойчивой краской пометку «брак», убрать в сторону для возвращения на базу. В вахтовом журнале произвести запись о количестве и длине отбракованных труб. Отбракованные трубы заменить новыми.

Подгоночные патрубки, переводники, элементы крепления технических средств оснастки колонны должны быть изготовлены из предварительно опрессованных труб с прочностными характеристиками, идентичными спускаемой колонне. Ниппельный конец подгоночного патрубка должен иметь заводскую резьбу и маркировку, нарезка резьбы под муфту патрубка контролируется калибром.

Колонна НКТ, подгоночные патрубки и переводники, на которых предполагается спускать летучку, должны быть предварительно опрессованы под избыточным давлением, равным полуторократному ожидаемому при цементировании или посадке спецоборудования. Применяемые патрубки и переводники должны иметь паспорт и акт на их опрессовку, составленный в ЦПО.

2.8 Технология герметизации эксплуатационной колонны методом спуска и цементирования дополнительной колонны

В присутствии мастера бригады, произвести проверку состояния обратного клапана и опрессовочного узла (отсутствие вмятин, целостность деталей и возвратность пружин).

Спуск производить в присутствии мастера бригады, который должен контролировать качество труб, их замер, шаблонирование, технологию спуска, наличие смазки, момент свинчивания, скорость спуска. При спуске летучки использовать клиновой захват.

Спуск дополнительной колонны производить с помощью элеваторов соответствующего типоразмера.

Спуск дополнительной колонны из безмуфтовых труб производить с помощью двух элеваторов типа «YC» или клинового захвата и подъёмного патрубка, во избежание проскальзывания труб через клинья первые десять труб спускать с использованием страховочных муфт.

При спуске дополнительной колонны производится тщательный замер геометрических размеров (длины, диаметра, типоразмеров резьбовых соединений) оборудования, реперных патрубков, переводников и т.д. Затем составляется общая компоновка и заносится в вахтовый журнал и журнал замеров. Свинчивание соединяемых элементов производится ключом КПТ. Крутящий момент выбирается в зависимости от вида резьбовых соединений и диаметра труб и должен соответствовать рекомендованным заводом-изготовителем. В процессе спуска дополнительной колонны необходимо следить за показанием индикатора веса и его соответствия весу спускаемой колоны. При спуске дополнительной колонны оснащать последнюю центратором типа ЖДС (РД 153-39.0-343-04) или ПЦ (тип центраторов определяется подрядчиком и согласовывается с заказчиком), количество и интервалы установки которых должны быть указаны в плане работ.

Дополнительную колонну спустить без резких торможений и ударов в скважину на глубину, предусмотренную планом работ со скоростью не более 0,25 м/с. Опрессовка дополнительной колонны на 150 атм. С применением конуса, спускаемого на кабеле. Установить на опорный фланец заливочную головку с продавочной пробкой внутри.

Приготовить в осреднительной ёмкости расчётное количество цементного раствора и закачать её в колонну НКТ. Закачку цементного раствора производить с использованием СКЦ с контролем плотности цементного раствора ареометром и отбором пробы.

Опустить фиксаторы продавочной пробки в заливочной головке.

Продавить цементный раствор расчётным количеством продавочной жидкости. Во избежание попадания разбавленного цементного раствора в межколонное пространство объём продавочной жидкости берётся на 100 литров меньше. Произвести отцеп заливочных НКТ от хвостовика в соответствии с применяемой технологией.

В НКТ стравливается давление, обратный клапан в башмаке хвостовика закрывается, предотвращая перетекание цементного раствора в хвостовик. Производится обратная промывка, удаляются излишки цементного раствора из дополнительной колонны. Произвести полностью подъём колонны НКТ с доливом технической жидкости в эксплуатационную колонну.

ОЗЦ 48 часов.

2.9 Рекомендации по улучшению методов герметизации эксплуатационной колонны

После рассмотрения и анализа существующих методов герметизации эксплуатационной колонны можно отметить следующее, в связи с тем, что успешность герметизации эксплуатационных колонн с использованием тампонажных материалов составляет порядка 70% рекомендуется проводить дальнейшее усовершенствование данной технологии.

Цементирование в большинстве случаев является единственно возможным и наиболее приемлемым способом герметизации эксплуатационной колонны.

В скважинах имеющих небольшой износ эксплуатационной колонны в интервале пласта, коллекторские свойства которого не позволяет закачивать в пласт широко применяемые тампонажные материалы в следствии малых значений приемистости или, наоборот, достаточно высоких значений приемистости («катастрофическая приемистость»), наиболее приемлемым будет использование тампонажных материалов на синтетической основе которые будут способны изолировать нарушение данного типа.

Поэтому рекомендуется уделить большое внимание новым тампонажным материалам и производить усовершенствования существующих методов герметизации эксплуатационной колонны, так как это один из перспективных методов по восстановлению работоспособности скважин.

В связи со старением как добывающего, так и нагнетательного фонда скважин в последнее время возрастает объем работ по восстановлению герметичности сильно изношенных эксплуатационных колонн. Данное нарушение наиболее приемлемо ликвидировать с использованием дополнительных колонн.

Метод герметизации эксплуатационной колонны с использованием дополнительной колонны меньшего диаметра является достаточно успешной технологией и по этой причине рекомендуется вести дальнейшие работы по усовершенствованию технологии в плане увеличения надежности используемого оборудования, сокращения стоимости используемого оборудования и уменьшения времени на проведение технологической операции, в следствии чего снижаются затраты на проведение всего ремонта.

В частности рекомендуется широко использовать разъединитель гидравлического действия при применении которого сокращается продолжительность технологической операции в 2 раза, за счёт этого снижаются затраты на ремонт и уменьшается простой скважины. Также рекомендуется использовать цементировочный клапан КОЦ, применение которого позволяет производить опрессовку дополнительной колонны в скважине перед её цементированием без спуска дополнительного опрессовочного оборудования, в следствии чего нет надобности привлечения геофизической партии и исключается возможность простоев бригады.

3. Расчетный раздел

3.1 Расчет обоснование и подбор жидкости глушения

Все необходимые данные для проведения расчёта технологического процесса представлены в табл. 3.1.

Таблица 3.1 Исходные данные

Параметры	№ скважины
	2928
Глубина скважины L, м.	1769
Пластовое давление Рпл, МПа	16,2
Внешний диаметр обсадной колонны Док, м.	0,168
Внутренний диаметр обсадной колонны dок, м.	0,152
Толщина стенки обсадной колонны дст, м	0,008
Интервал перфорации	1760-1763м

Глушением скважины называется процесс, который направлен на создание обратного давления на горные пласты и прекращение появления флюида породы. Расчет глушения скважины, цели и задачи которого состоят в обеспечении особых условий при ее бурении, производится на стадии до текущих ремонтных работ либо до капремонта скважины. Главным требованием считается соблюдение правил безопасности производства, а также предупреждение выбросов энергоресурсов (нефти и газа) в процессе работы.

Количество циклов глушения для скважин с длиной лифта до интервала перфорации -- один, во всех остальных случаях количество циклов определяется отношением глубины искусственного забоя и глубиной спуска подземного оборудования:

Для скважин с глубиной спуска насоса, или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации -- 2 цикла.

Для скважины с глубиной спуска насоса, или НКТ, составляющей менее половины длины ствола скважины до интервала перфорации -- 3 и более циклов.

Согласно Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности плотность жидкости глушения должна определяться из расчета создания столбом жидкости глушения гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5МПа;

5-10% для скважины глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;

4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины),но не более 3,5 Мпа.

(3.1)

где П -- коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; Рпл -- пластовое давление, Па; hиз -- отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м;

Скважина перед проведением работ подлежит глушению в 2 этапа жидкостью глушения плотностью 1032 кг/м.куб.

3.2 Расчёт и подбор оборудования для спуско-подъемных операций

Для капитального ремонта применяется агрегат А-50 на базе автомобиля КрАЗ. Он предназначен для ремонта скважин глубиной до 3500 м с укладкой труб на мостки, а также для разбуривания цементной пробки в колоннах диаметром 140-168 мм, промывки и тартальных работ. Данный агрегат полностью соответствует условиям проведения технологического процесса.

Основными инструментами, используемыми при спуско-подъемных операциях во время подземного ремонта скважин, являются элеваторы, трубные ручные и автоматические ключи.

Элеваторы предназначены для захвата и удержания колонны штанг и труб на весу в процессе спускоподъемных операций. Элеватор относится к наиболее ответственным инструментам спускоподъемных операций, его отказ приводит к созданию серьезных аварий и угрожает жизни членам бригады КРС.

Наиболее ответственным элементом элеватора является его механизм запирания.

К элеваторам предъявляются следующие требования:

- обеспечение надежной работы в условиях сильного загрязнения поверхности трубы нефтью, парафинами и солями, а также при низких температурах;

- стойкость к динамическим нагрузкам от рывков и ударов, возникающих при эксплуатации, например при ловильных работах; легкость и удобство в работе, отсутствие выступающих частей во избежание задевания при подъеме за элементы талевой системы, одежду оператора и т.д.

Кроме того, механизм запирания должен:

- обеспечивать надежную работу рукой в рукавице, причем желательно, одной рукой, так как при этом увеличивается устойчивость оператора;

- выдерживать большое количество циклов открытия-закрытия, быть простым и надежным в работе;

- обеспечивать однозначность положения закрыто-открыто, иметь несколько степеней защиты от несанкционированного раскрытия.

Этим условиям полностью соответствует элеватор типа ЭТА-60 грузоподъемностью 60 т., кроме того данный элеватор полностью соответствует условиям выполнения технологической операции. Поэтому для проведения технологической операции будем использовать элеватор типа ЭТА-60.

Также при спуско-подъемных операциях применяются элеваторы ЭТАД с захватным устройством автоматического действия которые предназначены для захвата под муфту насосно-компрессорных труб с условным диаметром от 48 до 114 мм и удержания их на весу в процессе спуско-подъемных операций. Данный элеватор также подходит для проведения данной технологической операции.

Для свинчивания-развинчивания резьбовых соединений труб применяются гидравлические ключи.

Для удержания колонны НКТ в висящем положении на устье скважины, применяются спайдеры СПГ 75.

Для проведения спуско-подъёмных операций будем использовать следующее оборудование: агрегат А-50, элеватор типа ЭТА-60, элеватор типа ЭТАД-50 и ЭТАД-80, гидравлические ключи ГКШ 1200, гидравлические спайдеры СПГ 75. Данное оборудование .полностью соответствует требованиям проведения спуско-подъемных операций при проведении герметизации эксплуатационной колонны методом спуска и цементирования дополнительной колонны меньшего диаметра.

3.3 Подбор устьевого оборудования

Устьевое оборудование - неотъемлемая часть конструкции скважины при ее ремонте. Оно предназначено для обвязки спущенной в скважину колонн труб в целях организации необходимой технологической операции, а также для контроля за состоянием межтрубного пространства и при необходимости воздействия на возникающие в нем проявления. При проведении технологической операции на устье скважины устанавливается колонная головка по ГОСТ 30196-94. Данная колонная головка имеет условный диаметр прохода и рабочее давление, которые полностью соответствуют всем требованиям проведения технологической операции.

При проведении тампонажных работ будем использовать цементировочную арматуру АЦ1-150, так как её технические характеристики полностью удовлетворяют требованиям проведения технологической операции, а в качестве цементировочной головки выберем цементировочную головку типа ГУЦ 140-168400.

3.4 Подбор и расчет количества материала и технических средств, для проведения технологических работ

Произведем расчет следующих параметры: расход утяжелителя для приготовления 1 м3 жидкости глушения, расход сухого тампонажного материала для приготовления 1 м3 тампонажного раствора и теоретические значения количества тампонажных материалов необходимых для проведения технологической операции.

I. Произведём расчёт необходимых параметров для скважины №2928.

1. Расчитаем расход утяжелителя для приготовления жидкости глушения, для этого определим:

Плотность жидкости глушения для предупреждения проявления скважины во время работ

сжг (3.1)

где к - коэффициент зависящий от глубины скважины (к=1,1 для скважин глубиной до 1200 м.; к=1,05 для скважин глубиной более 1200 м.); Рпл - пластовое давление, МПа; g - ускорение свободного падения (g= 9,8 м/с2); L - глубина скважины, м.

сжг==1112 кг/м3

Для глушения скважины выберем жидкость с плотностью 1112 кг/м3. В качестве исходной жидкости выберем воду с плотностью 1000 кг/м3, а в качестве утяжелителя будем использовать хлористый кальций с плотностью 2500 кг/м3 и влажностью 10%.

Расход материала для приготовления 1 м3 жидкости глушения

q= (3.2)

где су - плотность утяжелителя, кг/м3; n - влажность утяжелителя; св - плотность воды для приготовления жидкости глушения, кг/м3.

q= т/м3

Общее количество утяжелителя для приготовления жидкости глушения определяется по формуле (3.3).

 (3.3)

2.Расчитаем необходимое количество сухого тампонажного цемента, для этого определим:

Расход сухого тампонажного цемента для приготовления 1 м3 тампонажного раствора

(3.4)

где сц - плотность тампонажного цемента, кг/м3; св - плотность воды для приготовления тампонажного раствора, кг/м3; m - относительное водосодержание раствора.

Qтм= кг/м3

Плотность тампонажного раствора.

сцр= (3.5)

сцр= кг/м3

Масса тампонажного материала

Мц= (3.6)

где кц - коэффициент резерва тампонажного материала (кц=1,05); Vцр - объем цементного раствора, м3.

Объем воды необходимый для приготовления цементного раствора

Vж= (3.7)

где сж - плотность жидкости используемой для приготовления тампонажного раствора.

Расчитаем объем тампонажного раствора необходимый для осуществления технологической операции

(3.8)

где dок - внутренний диаметр обсадной колонны, м; Dдк - внешний диаметр дополнительной колонны, м; Lц - длина цементируемой дополнительной колонны, м.

м3

По формуле (3.6) рассчитаем количество сухого цемента необходимого для приготовления тампонажного раствора.

(Мц)расч= кг

По формуле (3.7) рассчитаем объем воды необходимый для приготовления тампонажного раствора

(Vж)расч= м3

II. Произведём расчёт необходимых параметров для скважины №1648.

1.Расчитаем расход утяжелителя для приготовления жидкости глушения, для этого определим:

Плотность жидкости глушения для предупреждения проявления скважины во время работ определим по формуле (3.1)

сжг==1173 кг/м3

Для глушения скважины выберем жидкость с плотностью 1173 кг/м3. В качестве исходной жидкости выберем воду с плотностью 1000 кг/м3, а в качестве утяжелителя будем использовать хлористый кальций с плотностью 2500 кг/м3 и влажностью 10%.

Расход материала для приготовления 1 м3 жидкости глушения определим по формуле (3.2)

q= т/м3

Общее количество утяжелителя для приготовления жидкости глушения определяется по формуле (3.3).

2.Расчитаем необходимое количество сухого тампонажного цемента, для этого определим:

Расход сухого тампонажного цемента для приготовления 1 м3 тампонажного раствора определим по формуле (3.4).

Qтм= кг/м3

Плотность тампонажного раствора по формуле (3.5).

сцр= кг/м3

.По формуле (3.8) рассчитаем объем тампонажного раствора необходимый для осуществления технологической операции.

м3

По формуле (3.6) рассчитаем количество сухого цемента необходимого для приготовления тампонажного раствора.

Мц= кг

По формуле (3.7) рассчитаем объем воды необходимый для приготовления тампонажного раствора

(Vж)расч= м3

3.5 Расчёт технологического процесса

I. Произведем расчёт технологического процесса для скважины №2928.

1. Глушение скважины. Глушение скважины произведём в два приёма жидкостью глушения расчётной плотности (см. п. I.1.1.).

Закачиваем объем жидкости равный объему скважины в интервале спуска колонны НКТ.

V1= (3.9)

V1=м3

Выжидаем время оседания жидкости на забое

(3.10)

где l - расстояние от башмака колонны НКТ до забоя, м; v - скорость оседания частиц, м/с.

мин.

Закачиваем второй объем жидкости равный объему скважины от башмака колонны до забоя.

V2= (3.11)

V2= м3

По формуле (3.3) определим общее количество утяжелителя для приготовления жидкости глушения.

М=кг = 6,16 т.

Определим снижение давления на пласт после подъема колонны труб из скважины. Для этого определим внутренний объем колонны НКТ

VНКТ= (3.12)

где МНКТ - масса 1 м НКТ (МНКТ =13,66 кг); см - плотность металла НКТ (см = 7850 кг/м3),

VНКТ= м3

площадь внутреннего сечения эксплуатационной колонны

Fскв= (3.13)

Fскв= м2

и снижение уровня после подъема.

z= (3.14)

z=м

Снижение давления на пласт после подъема колонны труб из скважины.

ДР= (3.15)

ДР=МПа.

2.Цементирование дополнительной колонны. Определим объемы жидкостей необходимых для проведения цементирования.

Объем цементного раствора

Vцр= (3.16)

где кцр - коэффициент резерва, вводимый для компенсации влияния факторов, которые не поддаются учёту (кцр=2); Нцр - высота цементного раствора в кольцевом пространстве, м; hст - высота цементного стакана в башмаке, м.

Vцр=м3

Объем продавочной жидкости

Vпр=

где кс - коэффициент запаса продавочной жидкости (кс=1,02); dдк - внутренний диаметр дополнительной колонны, м.

Vпр=м3

Объем буферной жидкости

Vбф= (3.18)

где lб - высота столба буферной жидкости в кольцевом пространстве.

Vбф=м3

Определим необходимое количество материала для цементирования.

По формуле (3.6) определим массу тампонажного цемента необходимую для проведения цементирования.

Мц=кг = 6,3 т.

Необходимый объем воды для приготовления тампонажного раствора определим по формуле (3.7).

Vж=м3

Определим число смесительных машин типа 1АС-20 с вместимостью бункера 14,5 м3 для приготовления тампонажного раствора с насыпной плотностью тампонажного материала mс=1400 кг/м3

ic= (3.19)

где Uсм - вместимость бункера одной смесительной машины, м3.

ic=

Расчитаем режим работы смесительной машины 1АС-20 при приготовлении тампонажного раствора.

Водоподающий насос машины 1АС-20 может нагнетать в гидросмеситель 6 л/с воды под давлением 1,5 МПа.

Объемная скорость подачи сухого порошка цемента

qсм= (3.20)

где Qс - подача водоподающего насоса.

qсм= л/с

Производительность смесительной машины по тампонажному раствору.

qс= (3.21)

qс= л/с

В гидросмесителе необходимо установить штуцер, диаметр которого определяется по формуле (3.22)

dшт= (3.22)

где мш - коэффициент расхода штуцера (мш=0,95); Рнагн - давление нагнетания воды, МПа.

dшт=мм

Определим продолжительность закачки тампонажного раствора в скважину.

tзак= (3.23)

tзак= мин.

Средние скорости течения жидкости при такой подаче будут равны 1,24 м/с в дополнительной колонне и 0,71 м/с в кольцевом пространстве.

Определим режимы течения тампонажного раствора и продавочной жидкости при данных скоростях в дополнительной колонне и в кольцевом пространстве.

Определим режим течения тампонажного раствора в дополнительной колонне. Для этого определим критическую скорость движения тампонажного раствора.

(3.24)

где з - пластическая вязкость тампонажного раствора (з=38 мПа·с); Reкр - критическое значение числа Рейнольдса

Reкр= (3.25)

где Не - число Ходстрема

(3.26)

где ф0 - динамическое напряжение сдвига тампонажного раствора (ф0=7 Па).

Критическое значение числа Рейнольдса определим по формуле (3.25)

Reкр=

Критическую скорость течения тампонажного раствора определим по формуле (3.24)

м/с

щкр < щ

0,73 < 1,24 => в дополнительной колонне режим течения тампонажного раствора турбулентный.

Определим режим течения тампонажного раствора в кольцевом пространстве. Для этого определим критическую скорость движения тампонажного раствора.

В кольцевом пространстве число Ходстрема определяется по формуле (3.27)

(3.27)

Критическое значение числа Рейнольдса определим по формуле (3.25)

Reкр=

Критическую скорость течения тампонажного раствора определим по формуле (3.28)

(3.28)

м/с

щкр < щ

0,69 < 0,71 => в кольцевом пространстве режим течения тампонажного раствора турбулентный.

Определим режим течения продавочной жидкости в дополнительной колонне. Пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига продавочной равны 17 мПа·с и 6 Па соответственно.

Число Ходстрема определим по формуле (3.25)

Критическое значение числа Рейнольдса определим по формуле (3.24)

Reкр=

Критическую скорость течения продавочной жидкости определим по формуле (3.23)

м/с

щкр < щ; 1,09 < 1,24 => в дополнительной колонне режим течения продавочной жидкости турбулентный.

Определим режим течения продавочной жидкости в кольцевом пространстве. Для этого произведём расчёты аналогичные п. 2.7.2.

Число Ходстрема определяется по формуле (3.27)

Критическое значение числа Рейнольдса определим по формуле (3.25)

Reкр=

Критическую скорость течения тампонажного раствора определим по формуле (3.28)

м/с

щкр < щ; 0,67 < 0,71 => в кольцевом пространстве режим течения продавочной жидкости турбулентный.

Во избежание возникновения вакуума в колонне в момент подхода тампонажного раствора к башмаку необходимо в кольцевом пространстве у устья поддерживать противодавление

 (3.29)

где (Рт)жг - гидравлические потери жидкости глушения в колонне

(3.30)

(Рк)жг - гидравлические потери жидкости глушения в кольцевом пространстве

(3.31)

(Рт)цр - гидравлические потери тампонажного раствора в колонне

(3.32)

л и лк - коэффициенты гидравлического сопротивления в колонне и в кольцевом пространстве соответственно

(3.33)

(3.34)

Re и Reк - числа Рейнольдса в колонне и в кольцевом пространстве соответственно

 (3.35)

(3.36)

С учётом формул (3.30) - (3.36) определим необходимое противодавление по формуле (3.29)

Выберем для закачки тампонажного раствора агрегат ЦА-320М, поршневой насос которого при втулке диаметром 127 мм и включении третьей передачи при частоте вращения вала двигателя 1700 об/мин может подавать до 9,8 л/с при давлении 9,5 МПа.

С учетом формул (3.30) - (3.36) определим давление в цементной головке в момент завершения вытеснения из дополнительной колонны тампонажного раствора.

(3.37)

Выберем цементные насосы для закачки продавочной жидкости в колонну. Для того, чтобы поддержать турбулентный режим течения тампонажного раствора в кольцевом пространстве, подача насоса должна быть не менее

(3.38)

л/с

При этом насос должен быть способен создавать давление более 8,3 МПа.

Необходимое давление может создавать поршневой насос с втулкой диаметром 127 мм цементного агрегата ЦА-320М при включении третьей передачи.

Необходимое число таких насосов

(3.39)

Необходимая подача насоса при закачке последней порции продавочной жидкости

(3.40)

где щmin - скорость нисходящего потока (щmin0,4-0,5 м/с).

л/с

Такую подачу насос обеспечит при включении второй передачи.

Расчитаем общую продолжительность цементирования.

Необходимый объем последней порции продавочной жидкости при работе насоса с подачей 3,17 л/с.

(3.41)

м3

Продолжительность закачки продавочной жидкости в колонну.

(3.42)

мин

Общая продолжительность цементирования

tц=t0+tзак+tпп+tпр (3.43)

где t0 - время на приготовление начальной порции тампонажного раствора и заполнения ею осреднительной емкости (t0=3 мин); tпп - время на освобождение разделительной пробки (tпп=5 мин).

tц=3+8,2+5+15,02=31,22 мин

Срок начала загустевания тампонажного раствора.

(3.44)

мин

II. Произведем аналогичный расчёт технологического процесса для скважины №4515.

1. Глушение скважины. Глушение скважины произведём в два приёма жидкостью глушения расчётной плотности (см. п. II.1.1).

Закачиваем объем жидкости равный объему скважины в интервале спуска колонны НКТ определяемый по формуле (3.9).

V1=м3

Выжидаем время оседания жидкости на забое определяемое по формуле (3.10).

мин.

Закачиваем второй объем жидкости равный объему скважины от башмака колонны до забоя определяемый по формуле (3.11).

V2= м3

По формуле (3.3) определим общее количество утяжелителя для приготовления жидкости глушения.

М=кг = 6,8 т.

Определим снижение давления на пласт после подъема колонны труб из скважины. Для этого по формуле (3.12) определим внутренний объем колонны НКТ.

VНКТ= м3

По формуле (3.13) площадь внутреннего сечения эксплуатационной колонны.

Fскв= м2

И снижение уровня после подъема по формуле (3.14).

z=м

Снижение давления на пласт после подъема колонны труб из скважины определим по формуле (3.15).

ДР=МПа.

2.Цементирование дополнительной колонны. Определим объемы жидкостей необходимых для проведения цементирования.

Объем цементного раствора определим по формуле (3.16).

Vцр=м3

Объем продавочной жидкости определим по формуле (3.17).

Vпр=м3

Объем буферной жидкости определим по формуле (3.18).

Vбф=м3

Определим необходимое количество материала для цементирования.

По формуле (3.6) определим массу тампонажного цемента необходимую для проведения цементирования.

Мц=кг = 5,45 т.

Необходимый объем воды для приготовления тампонажного раствора определим по формуле (3.7).

Vж=м3

Определим число смесительных машин типа 1АС-20 по формуле (3.19).

ic=

Расчитаем режим работы смесительной машины 1АС-20 при приготовлении тампонажного раствора. Водоподающий насос машины 1АС-20 может нагнетать в гидросмеситель 6 л/с воды под давлением 1,5 МПа.

Объемная скорость подачи сухого порошка цемента определим по формуле (3.20).

qсм= л/с

Производительность смесительной машины по тампонажному раствору определим по формуле (3.21).

qс= л/с

по формуле (3.22)

dшт=мм

Определим по формуле (3.23) продолжительность закачки тампонажного раствора в скважину.

tзак= мин.

Средние скорости течения жидкости при такой подаче будут равны 1,24 м/с в дополнительной колонне и 0,73 м/с в кольцевом пространстве.

Определим режимы течения тампонажного раствора и продавочной жидкости при данных скоростях в дополнительной колонне и в кольцевом пространстве.

Определим режим течения тампонажного раствора в дополнительной колонне. Для этого определим по формуле (3.26) число Ходстрема.

Критическое значение числа Рейнольдса определим по формуле (3.25)

Reкр=

Критическую скорость течения тампонажного раствора определим по формуле (3.24)

м/с

щкр < щ

0,73 < 1,24 => в дополнительной колонне режим течения тампонажного раствора турбулентный.

Определим режим течения тампонажного раствора в кольцевом пространстве. Для этого определим критическую скорость движения тампонажного раствора.

В кольцевом пространстве число Ходстрема определяется по формуле (3.27)

Критическое значение числа Рейнольдса определим по формуле (3.25)

Reкр=

Критическую скорость течения тампонажного раствора определим по формуле (3.28)

м/с

щкр < щ

0,69 < 0,73 => в кольцевом пространстве режим течения тампонажного раствора турбулентный.

Определим режим течения продавочной жидкости в дополнительной колонне. Пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига продавочной равны 17 мПа·с и 6 Па соответственно.

Число Ходстрема определим по формуле (3.25)

Критическое значение числа Рейнольдса определим по формуле (3.24)

Reкр=

Критическую скорость течения продавочной жидкости определим по формуле (3.23)

м/с

щкр < щ

1,09 < 1,24 => в дополнительной колонне режим течения продавочной жидкости турбулентный.

Определим режим течения продавочной жидкости в кольцевом пространстве. Для этого произведём расчёты аналогичные п. 2.7.2.

Число Ходстрема определяется по формуле (3.27)

Критическое значение числа Рейнольдса определим по формуле (3.25)

Reкр=

Критическую скорость течения тампонажного раствора определим по формуле (3.28)

м/с

щкр < щ

0,67 < 0,73 => в кольцевом пространстве режим течения продавочной жидкости турбулентный.

Во избежание возникновения вакуума в колонне в момент подхода тампонажного раствора к башмаку необходимо в кольцевом пространстве у устья поддерживать противодавление, определяемое по формуле (3.29) с учетом формул (3.30) - (3.36).

Выберем для закачки тампонажного раствора агрегат ЦА-320М, поршневой насос которого при втулке диаметром 115 мм и включении четвертой передачи при частоте вращения вала двигателя 1600 об/мин может подавать до 10,7 л/с при давлении 8,7 МПа.

С учетом формул (3.30) - (3.36) определим по формуле (3.37) давление в цементной головке в момент завершения вытеснения из дополнительной колонны тампонажного раствора.

Выберем цементные насосы для закачки продавочной жидкости в колонну. Для того, чтобы поддержать турбулентный режим течения тампонажного раствора в кольцевом пространстве, определим подачу насоса по формуле (3.38).

л/с

При этом насос должен быть способен создавать давление более 9,01 МПа. Необходимое давление может создавать поршневой насос с втулкой диаметром 115 мм цементного агрегата ЦА-320М при включении третьей передачи.

Необходимое число таких насосов определим по формуле (3.39).

Необходимая подача насоса при закачке последней порции продавочной жидкости определяется по формуле (3.40).

л/с

Такую подачу насос обеспечит при включении второй передачи.

Расчитаем общую продолжительность цементирования.

Необходимый объем последней порции продавочной жидкости при работе насоса с подачей 3,17 л/с определим по формуле (3.41).

м3

Продолжительность закачки продавочной жидкости в колонну определяем по формуле (3.42).

мин

Общую продолжительность цементирования определяем по формуле (3.43).

tц=2+3,32+5+24,3=34,62 мин

Срок начала загустевания тампонажного раствора определяем по формуле (3.44).

мин

3.6 Выводы и рекомендации

После расчета технологического процесса можно отметить, что для проведения герметизации эксплуатационной колонны методом спуска и цементирования дополнительной колонны меньшего диаметра можно использовать наиболее распространенное оборудование и технику имеющуюся в распоряжении большинства организаций, осуществляющих работы по восстановлению работоспособности скважин.

Кроме того, расчеты показывают, что для проведения данной технологической операции необходимо использовать оптимальное число цементно-смесительных и цементировочных агрегатов, что в свою очередь свидетельствует о сокращении затрат на использование дополнительной техники.

Также следует отметить, что проведение технологической операции не требует привлечения к работе сторонних организаций и осуществимо техникой и оборудованием имеющимся в распоряжении бригады осуществляющей ремонт скважины.

Расчеты показывают, что давления, возникающие во время проведения технологической операции, не превышают допустимых значений и нет надобности использовать специальное оборудование.

Продолжительность технологической операции оптимальная и загустевание тампонажного раствора начинается после полной закачки и продавки раствора в необходимый участок скважины, в следствии чего уменьшается вероятность возникновения осложнений при проведении цементирования дополнительной колонны.

4. Экономический раздел

4.1 Анализ технико-экономических показателей ранее внедренных мероприятий

Коллектив нефтегазодобывающего управления «Азнакаевскнефть» в отчетном году успешно справился с выполнением производственной программы. Высокие цены на нефть на мировом рынке позволили управлению существенно укрепить свои производственные мощности, увеличить заработную плату, значительно расширить и выполнить все намеченные социальные программы.

За отчетный год добыто 3899 тыс. тонн нефти. В течении последних десяти лет НГДУ «Азнакаевскнефть» удерживает добычу на стабильном уровне. За счет выполнения геолого-технических мероприятий дополнительная добыча нефти составила 616,1 тыс. тонн. Из неработающего фонда введены 103 скважины, из которых получено 37,08 тыс. тонн нефти.

Силами КРС из бездействия запущено 85 нагнетательных скважин. Из бурения в эксплуатацию введено 34 скважины со средним дебитом 6,7 тонн в сутки. Введено под закачку 41 очаговых нагнетательных скважин. В пласты закачено 21713,7 тыс. м3 воды. Произведено товарной продукции на сумму 15292 млн. руб. Поставка широкой фракции легких углеводородов составила 65,5 тыс. тонн.

Среднесписочная численность всего персонала составила 4180 человек, в том числе промышленно-производственного персонала 3730 человек. Удельный расход численности на обслуживание одной скважины действующего фонда равен 1,336 человек/скв.

Выполнены, доведенные приказами №№1,3 основные технико-экономические показатели.

За счет выполнения составленных мероприятий по экономической стабилизации получено около 774,13 млн. рублей экономии.

За отчетный период получено 10863 млн. рублей балансовой прибыли по товарной продукции. Прибыль направлена на содержание объектов социальной сферы, на выполнение условий коллективного договора.

В таблице 4.1. представлены основные технико-экономические показатели работ по изоляции подошвенной и нагнетаемой вод на Азнакаевской площади НГДУ «Азнакаевскнефть».

4.2.Методика расчета экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии

Постоянное совершенствование техники и технологии сопровождается значительными дополнительными капитальными вложениями.

Внедрение в производство новой техники и технологии оправдано только тогда, когда оно обеспечивает экономический эффект:

- снижение затрат на производство единицы продукции;

- повышение качества изделий (экономия у потребителей);

- рост производительности труда.

Дополнительные капитальные вложения, направленные на повышение совершенствования техники и технологии, должны быть возмещены экономией затрат на производство.

В настоящее время в нефтедобывающей промышленности (НДП) для определения экономической эффективности мероприятий НТП используются следующие методические документы:

1. Отраслевые «Методические рекомендации по комплексной оценке эффективности мероприятий, направленных на ускорение НТП в нефтяной промышленности» (РД 39-01/06-0001-89) - 1989 год.

2. «Методические указания по определению экономической эффективности новой техники, изобретений и рациональных предложений в НДП» (РД-39-0147035-202-86) - 1986 год.

Применяющаяся в настоящее время единая система показателей для определения экономической эффективности внедрения новой техники и технологий включает:

1) Капитальные вложения, необходимые для внедрения новой техники

2) Себестоимость продукции (затраты на ее производство и реализацию)

3) Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений и коэффициент их эффективности

4) Приведенные затраты

5) Производительность труда.

Помимо основных показателей при выборе экономически наиболее эффективных вариантов внедрения новой техники технологии используются вспомогательные натуральные показатели -- удельный расход топлива, энергии, сырья, материалов, количество высвобождаемых рабочих, коэффициент использования оборудования и т.д.

Кроме того, рассматриваются социально-экономические результаты внедрения новой техники (улучшение условий труда и т.д.).

Экономический эффект от мероприятия за условный год определяется по формуле:

Эt = Рt -3t - Нt, (4.1)

где Эt -- экономический эффект за расчетный период (год);

Рt -- выручка от реализации продукции (производственно-технического, научно-технического назначения) в году по ценам, установленным в централизованном или договорном порядке, млн.руб.;

3t -- себестоимость прироста добычи нефти, млн. руб.;

Нt - налог на прибыль, млн.руб.

Понятие «капитальные вложения» подразумевают все единовременные затраты, связанные с приобретением, созданием и ростом производственных фондов предприятия.

Величину капитальных вложений можно определить среднегодовой стоимостью производственных фондов, которыми располагает предприятие.

Основной показатель эффективности внедрения новой техники - годовой экономический эффект, определение которого основывается на сопоставлении приведенных затрат по заменяемой (базовой) и внедряемой технике.

Приведенные затраты на единицу продукции (работ) представляют собой сумму себестоимости и нормативной прибыли:

3i =Сi + ЕнКi (4.2)

где Сi -- себестоимость единицы продукции (работ), тыс.руб.; Кi -- удельные капитальные вложения в производственные фонды, тыс.руб; Ен -- нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений (Ен = 0,15).

Годовой экономический эффект представляет собой суммарную экономию производственных ресурсов (живой труд, материалы, капитальные вложения), которую получает народное хозяйство. В результате производства и использования новой, более качественной техники и которая в конечном счете выражается в увеличении национального дохода. Таким образом, в этом показателе отражается народнохозяйственная эффективность.

Расчет годового экономического эффекта производится по различным формулам в зависимости от видов внедряемой новой техники и продукции.

Годовой экономический эффект от внедрения новых технологических процессов, механизации и автоматизации производства, способов организации производства и труда, обеспечивающий экономию производственных ресурсов при выпуске одной и той же продукции, определяется по формуле:

(4.3)

где Э -- годовой экономический эффект, млн.руб; - приведенные затраты на единицу продукции (работы), производимой с помощью заменяемой (базовой) и новой техники, определяемые по формуле (4.2), тыс.руб; А2 -- годовой объем производства продукции (работы) с помощью новой техники, натуральные единицы.

Формулу (4.2) можно записать следующим образом:

(4.4)

где - себестоимость единицы продукции (работ) по вариантам, руб.; - удельные капитальные вложения по вариантам, руб.

(4.5)

К1 - сумма капитальных затрат до внедрения мероприятия, тыс.руб; А1 - объем производства продукции, натуральные единицы измерения; ЕН - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; А2 - годовой объем производства продукции (работ) с помощью новой техники, натуральные единицы измерения.

В расчетах приведенных затрат по формуле используется показатель удельных капитальных вложений в производственные фонды.

При расчете годового экономического эффекта по формуле (4.2) на действующих предприятиях определяют по разнице себестоимости и дополнительных капитальных затрат

(4.6)

где ДК -- дополнительные капитальные вложения на внедрение новой техники и технологии, млн.руб.

Для учета экономии общественных затрат при внедрении новых методов повышения нефтеотдачи и увеличения текущей добычи нефти действующими методическим указаниями по определению эффективности новой техники РД-39-01/06-0001-89 предусматривается использование предельной цены. Годовой экономический эффект от применения новой технологии, обеспечивающей увеличение добычи нефти и повышение нефтеотдачи, определяется по формуле:

(4.7)

где - приведенные затраты на добычу 1 тонны нефти соответственно без применения и с использованием новой технологии, руб/т;

А1 и А2 - годовая добыча нефти соответственно без применения и с использованием новой технологии, т; ДА - дополнительная годовая добыча нефти за счет применения новой технологии, т (ДА= А2 -- А1 );

Н - предельная цена 1 тонны нефти, тыс.руб.

...