ВВЕДЕНИЕ
Методические указания и контрольные задания учебной дисциплины «Технология текущего и капитального ремонта скважин» предназначена для реализации Государственных требований к минимуму содержания и уровню подготовки старших техников для специальности 0906 Эксплуатация нефтяных и газовых скважин и является единой для всех форм обучения.
Учебная дисциплина является специальной, устанавливающей базовые знания для освоения других специальных дисциплин и производственной (профессиональной) практики.
Данная дисциплина предусматривает изучение техники и технологии, применяемых при ведении ремонтных работ на скважинах, технических характеристик оборудования, правил эксплуатации, основ ремонта, технологических процессов и оборудования.
В результате изучения дисциплины студент должен:
Иметь представление:
- о научно-технических проблемах и перспективах развития нефтяной и газовой промышленности, необходимых для решения профессиональных задач с учетом технологических, социально-экономических и экологических факторов;
- о социальной значимости своей профессии;
- о профессиональных функциях, поставленных задачах, требующих анализа ситуации и выбора решения;
знать:
- классификацию технологических осложнений в процессе эксплуатации, текущего и капитального ремонта скважин и факторы, влияющие на их возникновение;
- новые достижения в области предупреждения и ликвидации технологических осложнений в процессе эксплуатации, текущего и капитального ремонта скважин;
- комплекс работ по техническому обслуживанию оборудования при текущем и капитальном ремонтах скважин;
- технологию текущего и капитального ремонта скважин;
- последовательность составления планов на производство текущего и капитального ремонта скважин;
- организацию вспомогательных цехов добывающих предприятий;
- причины, вызывающие нарушение работы скважин;
- технологические условия на монтаж, демонтаж передвижных агрегатов при текущем и капитальном ремонте скважин;
- правила эксплуатации оборудования, безопасные приемы ведения работ;
уметь:
- контролировать соблюдение технологических процессов ремонта скважин;
- организовывать работу бригады (цеха) по обслуживанию и ремонту скважин;
- выявлять и устранять причины вызывающие нарушение работы скважин;
- экологически обосновывать выбранные способы обследования и ремонта скважин;
- обеспечивать рациональный расход материала, топлива и электроэнергии, пользоваться контрольно-измерительными приборами, инструментами, соблюдать требования руководящих и нормативных документов
Программа рассчитана на 45 часов (в том числе10 часов – обзорные лекции, 5 – часов практических занятий.
Дисциплина носит прикладной характер, поэтому при изучении необходимо указывать ее взаимосвязь с другими дисциплинами и будущей профессиональной деятельностью.
В процессе преподавания дисциплины необходимо применять эффективные формы и методы обучения, внедрять в учебный процесс современные информационные технологии.
Необходимо соблюдать единство терминологии и обозначений в соответствии с действующими международными, государственными и отраслевыми стандартами.
При проведении занятий целесообразно применять наглядные пособия, технические и аудиовизуальные средства обучения.
Для проверки знаний студентов в программе предусмотрена домашняя контрольная работа и экзамен.
ТЕМАТИЧЕСКИЙ ПЛАН
| Наименование разделов и тем
|
Макс.уч. нагрузка
|
Кол-во аудиторных часов при очной форме обучения
|
Сам -ная работа
|
|
| Всего
|
Прак. занятий
|
|||
| Введение
|
2
|
2
|
||
| Раздел 1.
Основные сведения о разработке нефтяных и газовых месторождений
|
11
|
10
|
1
|
|
| Тема 1.1. Нефтяные и газовые залежи |
2 |
2 |
||
| Тема 1.2. Подготовка скважин к эксплуатации |
2 |
2 |
||
| Тема 1.3. Способы эксплуатации скважин |
7 |
6 |
1 |
|
| Раздел 2.
Наземное и внутрискважинное оборудование эксплуатационных и нагнетательных скважин
|
12
|
8
|
4
|
|
| Тема 2.1 Оборудование фонтанных скважин |
2 |
2 |
||
| Тема 2.2 Оборудование газлифтных скважин |
2 |
2 |
||
| Тема 2.3. Оборудование скважин, эксплуатируемых скважинными насосами. |
4 |
2 |
2 |
|
| Тема 2.4. Оборудование нагнетательных скважин |
4 |
2 |
2 |
|
| Раздел 3.
Оборудование для текущего и капитального ремонта скважин
|
22
|
14
|
4
|
4
|
| Тема 3.1. Особенности оборудования для текущего ремонта скважин и его классификация. |
16 |
10 |
4 |
2 |
| Тема 3.2. Ловильный инструмент. |
6 |
4 |
2 |
|
| Раздел 4.
Технология проведения текущего ремонта
|
34
|
22
|
6
|
6
|
| Тема 4.1. Классификация операций, выполняемых при текущем ремонте скважин. |
2 |
2 |
||
| Тема 4.2. Подготовка скважин к ремонту |
2 |
2 |
||
| Тема 4.3. Спуско-подъемные операции. Смена штангового насоса. Ремонт скважин, оборудованных центробежными электронасосами. |
10 |
6 |
4 |
|
| Тема 4.4. Особенности ремонта нагнетательных скважин. |
4 |
2 |
2 |
|
| Тема 4.5. Ремонт скважин, связанных с отчисткой забоя от песчаных пробок, шлама, отложений солей, АСПО. |
16 |
10 |
6 |
|
| Раздел 5.
Технология проведения капитального ремонта
|
37
|
23
|
4
|
8
|
| Тема 5.1. Подготовка скважин к ремонту |
1 |
1 |
||
| Тема 5.2. Ремонтно-исправительные работы. |
6 |
4 |
2 |
|
| Тема 5.3. Изоляционные работы |
12 |
6 |
4 |
2 |
| Тема 5.4. Ловильные работы |
6 |
4 |
2 |
|
| Тема 5.5. Возвратные работы |
4 |
2 |
2 |
|
| Тема 5.6. Зарезка и бурение второго ствола, углубление забоя через «башмак» |
6 |
4 |
2 |
|
| Тема 5.7. Физическая ликвидация скважин. |
2 |
2 |
||
| Раздел 6.
Методы повышения нефтеотдачи пластов
|
8
|
4
|
4
|
|
| Тема 6.1. Методы увеличения притока нефти и приемистости скважин |
8 |
4 |
4 |
|
| Раздел 7.
Промышленная безопасность, охрана труда и окружающей среды при ремонте скважин
|
4
|
2
|
2
|
|
| ИТОГО
|
130
|
85
|
20
|
25
|
СОДЕРЖАНИЕ УЧЕБНОЙ ДИСЦИПЛИНЫ.
ВВЕДЕНИЕ.
Значение нефти и газа в топливо-энергетических ресурсах страны. Удельный вес нефти и газа в топливном балансе страны. Нефть и газ – сырье для нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
Краткая история развития отечественной нефтяной и газовой промышленности.
Научно- технические проблемы и перспективы развития нефтяной и газовой промышленности. Основные направления совершенствования техники и технологии добычи, сбора и подготовки нефти и газа.
Содержание дисциплины «Технология текущего и капитального ремонта скважин» и его связь с другими дисциплинами.
Литература: 2, стр.3…11
Методические указания.
Рассматривая значение нефти и газа, необходимо акцентировать внимание на том, что нефтяная промышленность занимает ведущее место в экономике страны. Раскрывать значение нефти и газа необходимо в следующих аспектах:
- нефть – сырье для получения горюче-смазочных материалов, один из основных источников энергии;
- основные продукты получаемые из нефти и газа, преимущества использования синтетических материалов;
Историю развития отечественной нефтяной и газовой промышленности рекомендуется рассматривать поэтапно (до революционный период и т.д.), акцентируя внимание на совершенствовании техники и технологии добычи нефти, на динамике изменения добычи нефти.
Для рассмотрения развития нефтяной и газовой промышленности на современном этапе рекомендуется воспользоваться периодическими изданиями по нефтяному хозяйству.
Раздел 1. Основные сведения о разработке нефтяных и газовых месторождений
Тема 1.1. Нефтяные и газовые залежи.
Студент должен:
знать:
- физические свойства горных пород – коллекторов нефти и газа;
- характеристику режимов работы нефтяной и газовой залежи;
уметь:
- оценивать коллекторские свойства горных пород,
- пользоваться единицами изменения при расчетах,
- охарактеризовать режимы работы нефтяных и газовых залежей.
Природные коллекторы нефти и газа. Коллекторские свойства терригенных горных пород. Гранулометрический состав, пористость, проницаемость, удельная поверхность, сжимаемость породы при изменении давления.
Коллекторские свойства карбонатных (трещинных) пород.
Физико- механические свойства горных пород: упругость, пластичность, прочность на сжатие, разрыв и др.
Тепловые свойства горных пород: удельная теплоемкость, коэффициент температуропроводности, теплопроводимости и линейного расширения.
Пластовая энергия и силы, действующие в залежах нефти и газа.
Энергия напора пластовой воды. Энергия сжатого свободного газа. Энергия упругости пластовой водонапорной системы. Энергия напора, обусловленная силой тяжести пластовых жидкостей.
Силы сопротивления движению нефти по пласту. Силы трения, возникающие при двух- и трехфазном движении в нефтяной залежи. Эффект Жамена. Силы, удерживающие нефть в пласте. Режим работы нефтяной и газовой залежи. Категории режимов работы нефтяных залежей: режимы вытеснения и истощения пластовой энергии, смешанные и комбинированные, с подвижным контурами нефтеносности. Механизмы вытеснения нефти из пласта. Нефтеотдача при различных режимах эксплуатации залежи.
Условия притока нефти к скважинам. Уравнение притока и определение дебита скважины. Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины.
Литература: 1, стр. 68…83; 2, стр. 63…83
Литература: 1, стр. 21…46; 2, стр. 27…41
Методические указания.
Прежде чем приступить к изучению данной темы, необходимо вспомнить международную систему единиц и рассмотренный материал, по дисциплине общая геология, т.к. изучаемая тема базируется на знаниях, полученных по вышеуказанной дисциплине. После уяснения условий залегания нефти и газа, необходимо уделить внимание изучению коллекторских свойств пород: пористость, проницаемость и факторы, влияющие на них, так как на этих понятиях базируется весь предмет. Промышленная ценность нефти и газа и условия их добычи обусловлены их физико-химическими свойствами.
Извлечение нефти из недр на поверхность связано с движением ее по пласту (в пористой среде) к забоям скважин и по стволу скважины. Наиболее сложными, с точки зрения закономерностей движения и управления этим процессом, является движение жидкостей и газов в пласте.
Движение нефти и газа к забоям скважин происходит за счет пластовых (природных) сил. При рассмотрении движущих сил необходимо уяснить природу этих сил, запасы энергии, характер проявления. Также нужно уяснить силы сопротивления движению нефти в пласте, факторы и явления, препятствующие полному ее извлечению.
Под режимом эксплуатации (работы) залежи понимают основной вид движущих сил и характер их проявления. Здесь необходимо дать определение коэффициента нефтегазоотдачи, какие факторы влияют на конечный коэффициент нефтегазоотдачи при различных режимах работы залежи.
Особое внимание обратите на уравнение Дюпюи и величины, входящие в него, так как от них зависит приток и производительность (дебит) скважин. В пласте может наблюдаться движение многофазной смеси и как это влияет на дебит скважины нужно очень хорошо себе уяснить.
Необходимо иметь в виду, что на практике для определения дебита часто пользуются уравнением притока
Q=K·|PПЛ
- Рзаб
|n
.
Вопросы для самоконтроля.
1. В каких породах залегает нефть?
2. Какие породы называют породами –коллекторами?
3. перечислите и охарактеризуйте основные коллекторские и физические свойства пород – коллекторов.
4. Что такое пористость горных пород, какими показателями она характеризуется?
5. Пределы изменения пористости реальных коллекторов нефти и газа.
6. Что такое проницаемость, виды проницаемости?
7. Что такое коэффициент проницаемости, в каких единицах его измеряют, каким законом пользуются при его определении?
8. Что понимают под коэффициентом водо-, газо – и нефтенасыщенности породы?
9. Что такое коэффициент нефтеотдачи?
10. Перечислите источники пластовой энергии.
11. На что расходуются пластовая энергия? Какие силы препятствуют движению нефти в пласте?
12. Формулы по которым можно рассчитать дебит нефтяной скважины.
Тема 1.2. Подготовка скважины к эксплуатации и освоение.
Студент должен:
знать:
- основные требования при вскрытии продуктивного пласта, конструкции забоев, ствола и устья скважин;
уметь:
- сравнивать конструкции скважин, выбирать виды перфорации и метод освоения скважин.
Комплекс работ при заканчивании скважины.
Вскрытие продуктивных пластов, требования, предъявляемые к пробуренной скважине. Оборудование забоев скважин. Скважинные фильтры. Назначение и оборудование ствола и устья скважины. Насосно-компрессорные трубы.
Вскрытие пласта перфорацией, виды перфораций. Требования, предъявляемые перфорациям.
Условие вызова притока. Методы вызова притока нефти и газа: замена скважиной жидкости на более легкую жидкость, аэрация, свабирование, компрессирование, глубинными насосами.
Промышленная безопасность и противопожарные мероприятия при освоении скважин. Меры безопасности при освоении и эксплуатации скважин, содержащих сероводород и углекислый газ. Охрана окружающей среды при освоении скважин.
Литература: 1, стр. 83…104; 2, стр. 134…146
Методические указания.
Подготовка скважин к эксплуатации является конечным этапом строительства (заканчивания) скважины, определяющим ее производительность и бесперебойность эксплуатации. Заканчивание скважины включает разработку и осуществление таких операций как вскрытие продуктивного пласта, выбор конструкции и оборудования забоя скважин, оборудование устья скважины, перфорация обсадной колонны и освоение скважины.
Необходимо знать, что при вскрытии продуктивного пласта должны выполняться два условия: качественное вскрытие и следует предупреждать ухудшение проницаемости пласта и не допускать возможность открытого фонтанирования. Выбор конструкции забоя производится в зависимости от геологической характеристики продуктивных пластов.
При рассмотрении технологий различных методов освоения скважин, необходимо уяснить. Что выбор метода вызова притока зависит от пластового давления, глубины и расположения скважины на структуре, степени устойчивости коллектора. Здесь также следует уяснить меры промышленной безопасности и вопросы охраны окружающей среды.
Вопросы для самоконтроля.
1. Что понимают под заканчиванием скважин?
2. какие основные требования предъявляются к методам вскрытия продуктивных пластов?
3. Объясните причины загрязнения призабойной зоны пласта.
4. От чего зависит выбор конструкции забоя?
5. Какие существуют типы скважин по назначению?
6. Назовите основные элементы конструкции скважины и их назначение.
7. Что значит освоить скважину?
8. Какие должны соблюдаться условия при движении нефти и газа из пласта к скважине?
9. Как проводится вызов притока при низком пластовом давлении?
Тема 1.3. Способы эксплуатации нефтяных скважин.
Студент должен:
знать:
причины фонтанирования скважин,
принцип работы газлифта,
принцип работы штанговых установок,
схему работы УЭЦН,
наземное и подземное оборудование при всех способах добычи,
установление и регулирование технологического режима работы,
осложнения, меры борьбы с ним;
уметь:
производить расчет и подбор оборудования при эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами, при глубинно-насосной эксплуатации.
Теоретические основы подъема газожидкостной смеси по трубам. Баланс энергии в скважине. Подъем жидкости за счет гидростатического напора. Подъем жидкости за счет энергии расширяющегося газа. Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам. Расчетные формулы А.П. Крылова.
Оборудование устья фонтанных скважин.
Неполадки при работе фонтанных скважин. Меры борьбы с отложениями парафина, солей, коррозии.
Область применения газлифтного способа добычи нефти. Преимущества и недостатки. Принцип работы компрессорного подъемника (газлифта). Системы и конструкции компрессорных подъемников. Оборудование устья газлифтных скважин. Компрессорный и бескомпрессорный газлифт. Технологическая схема компрессорного и бескомпрессорного газлифта. Компрессорное хозяйство. Схема работы штанговой скважинной насосной установки. Подбор штангового насоса для оптимального отбора жидкости. Насосные штанги. Оборудование устья насосных скважин.
Индивидуальный привод штангового насоса.
Принцип действия ШСНУ.
Производительность ШСНУ, причины осложняющие эксплуатацию скважин. Эксплуатация нефтяных скважин бесштанговыми погружениями насосами: схема и принцип действия УЭЦН. Состав и устройство УЭЦН. Причины, влияющие на работу УЭЦН,
Литература: 1, стр.233…378; 2, стр. 147…333; 3, стр. 172…200, 14, стр. 53…113.
Методические указания.
Этой темой начинается изучение способа эксплуатации скважин.
В случае большого количества пластовой энергии нам не приходится затрачивать дополнительную энергию на подъем нефти на поверхность, т.к. она поднимается под действием пластовых сил – это фонтанный способ эксплуатации. Следует знать, что существует два способа фонтанирования: за счет гидростатического напора и за счет энергии расширяющегося газа.
Для более ясного представления процесса фонтанирования необходимо уяснить условия фонтанирования.
Фонтанирование от гидростатического давления встречается крайне редко, поэтому особое внимание уделите фонтанированию за счет энергии расширяющегося газа.
При обслуживании фонтанных скважин особое внимание следует обратить на предупреждение возможных неполадок и аварий, на применение эффективных мер для борьбы с отложениями парафина и солей.
Принцип действия работе фонтанного подъемника при фонтанировании за счет энергии газа. Разница заключается в том, что недостающее количество газа нагнетается с поверхности. Газлифтная эксплуатация скважин является искусственным продолжением фонтанирования. Конструкции и системы подъемников, оборудование устья газлифтных скважин. Компрессорное хозяйство. Пуск газлифтных скважин в работу. После того, как пластовая энергия истощается, скважину переводят на механизированный способ эксплуатации. Глубинно-насосная эксплуатация скважин является самым распространенным видом добычи нефти. В нашей стране около 70 % фонда скважин эксплуатируются ШСНУ, отсюда видна значительность данной темы.
Начать изучение темы необходимо с уяснения принципиальной схемы УШСН. При ознакомлении с оборудованием уяснить типы, конструкции насосов, область применения, рассмотреть станки – качалки, виды уравновешивания, а также устройство устьевого оборудования. Подача ШСНУ. Рассмотрите работу ШСНУ в осложненных условиях и охарактеризуйте основные направления обеспечения нормальной эксплуатации насосных скважин.
Наибольшее распространение из бесштанговых насосов получили УЭЦН. Поэтому типу установок необходимо изучить: область применения, схему и работу установки в целом, назначение, устройство. Исследование насосных скважин.
Вопросы для самоконтроля.
1. Условие фонтанирования скважин.
2. Виды фонтанирования.
3. Что является показателем эффективности фонтанного способа добычи нефти.
4. Охарактеризуйте процесс отложения парафина и методы борьбы с ним.
5. Условие работы газлифтного подъемника.
6. Системы и конструкции газлифтных подъемников.
7. Как осуществляется пуск газлифтной скважины в эксплуатацию.
8. Какова необходимость снижения пускового давления.
9. Принцип работы ШСНУ.
10. Наземное и подземное оборудование ШСНУ.
11. Уравновешивание СК.
12. Подача ШСНУ, факторы влияющие на подачу.
13. Принцип работы УЭЦН.
14. Выбор УЭЦН к скважинам.
15. В каких случаях целесообразно использовать установки ЭЦН.
16. Назовите причины, осложняющие работу насосных скважин.
Раздел 2 Наземное и внутрискважинное оборудование эксплуатационных и нагнетательных скважин.
Тема 2.1. Оборудование фонтанных скважин.
Студент должен:
знать:
причины фонтанирования и теоретические основы подъема жидкости по трубам,
оборудование и обвязка фонтанных скважин,
осложнения и меры борьбы,
установление и регулирование технологического режима работы скважин;
уметь:
устанавливать технологический режим работы скважин на основе результатов исследования,
производить подбор оборудования для фонтанных скважин.
Фонтанная эксплуатация скважин: роль фонтанных труб, оборудование устья фонтанной скважины, регулирование работы фонтанных скважин, борьба с отложениями парафина в фонтанных скважинах
Методические указания.
Изучив способы фонтанирования, необходимо уяснить роль фонтанных труб, т.к. с целью охраны недр, в частности для предупреждения износа обсадных колонн, фонтанирование ведут по насосно –компрессорным трубам. С устьевой арматурой конструкции предлагается ознакомиться по литературе. Особое внимание нужно уделить изучению конструкций наиболее сложных устройств фонтанной арматуры. Ими являются прямоточные задвижки. Нужно знать их принцип действия, конструктивные особенности.
Литература: 4, стр. 3…19, 5, стр. 45…69, 6, стр. 3…53
Вопросы для самоконтроля.
1. Как производится подвеска НКТ в трубной головке?
2. Область применения фонтанных арматур.
3. Назначение монифольда.
4. Каким образом обеспечивается герметичность прямоточной задвижки?
Тема 2.2. Оборудование газлифтных скважин.
Студент должен:
знать:
принцип работы газлифта, технологические схемы компрессорного и бескомпрессорного газлифта,
пуск компрессорных скважин в эксплуатацию и методы снижения пускового давления,
осложнения при эксплуатации и борьбу с ними,
оборудование наземное и подземное;
уметь:
- производить подбор оборудования для газлифтной эксплуатации.
Газлифтная эксплуатация скважин: принцип действия газового (воздушного) подъемника, системы, конструкции подъемников, оборудование устья газлифтных скважин. Газлифтные клапаны.
Методические указания.
Изучить принцип действия газлифтного подъемника. Из существующего комплекса скважинного оборудования, применяемого в газлифтных скважинах рассмотреть газлифтные клапаны, оборудование устья, компрессорное хозяйство.
Литература: 3, стр. 108…123, 5, стр. 45…71, 6, стр.91…113.
Вопросы для самоконтроля.
1. Какой газлифтный клапан называется рабочим, какой пусковым?
2. В чем принцип действия сильфонного газлифтного клапана?
3. Какого диаметра НКТ используют при двухрядном подъемнике?
4. Перечислите параметры газораспределительной батареи
Тема 2.3. Оборудование скважин, эксплуатируемых скважинными насосами.
Студент должен:
знать:
принцип работы ШСНУ и УЭЦН,
наземное и подземное оборудование при насосной добыче,
осложнения при насосной эксплуатации и меры борьбы;
уметь:
производить подбор оборудования для насосной эксплуатации,
подбор технических и технологических мероприятий, обеспечивающих увеличение межремонтного периода работы скважин;
Насосная эксплуатация скважин. Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосными установками: схема и принцип действия штанговой насосной установки, типы насосов; оборудование устья насосных скважин, станки – качалки, производительность штанговой насосной установки и ее регулирование. НКТ, насосные штанги, устьевое оборудование, электропривод ШСН.
Методические указания.
Штанговые скважинные насосы наиболее распространенное оборудование для добычи скважинной жидкости . Являясь насосами объемного действия, они гораздо в меньшей степени зависят от свойств пластовой жидкости. К тому же имеют сравнительно простую конструкцию. При изучении этой темы необходимо рассмотреть основные узлы и детали штанговых насосов, их конструкции, материал для изготовления. Исправность насосов во время их работы определяется динаммометрированием, следовательно, студент должен изучить основные типы динамограмм, свидетельствующих о тех или иных неисправностях насосов.
Насосные штанги служат для передачи движения от балансира станка – качалки к плунжеру насоса. Они представляют собой цельные 8-ми метровые стальные стержни круглого сечения диаметром от 13 до 28 мм, с высаженными наружу концами, штанги на обоих концах имеют резьбу, а под резьбой – квадратную шейку для захвата ключом при свинчивании и развинчивании.
Колонна штанг, обладая указанной особенностью и сложными условиями эксплуатации, является наиболее слабым узлом ШСПУ. Изучая конструкцию НКТ необходимо уделить внимание назначению, типам и размерам НКТ, материалом для изготовления муфт и труб. Технические требования к трубам, маркировка труб, муфт. Условия работы труб в скважине. Изучая индивидуальные приводы ШСНУ (СК), нужно исходить из того, что это, в первую очередь, кривошипно-шатунный механизм больших размеров, имеющий по сравнению с другими КШМ несравнимо большую длину хода. Студенту необходимо изучить балансирные и безбалансирные станки-качалки. Условные обозначения и технические параметры станков- качалок согласно действующему ГОСТ. Конструкции, узлы СК, цель и способы уравновешивания. Выбор привода и режим его работы. Приводы штанговых винтовых насосов (Ш).
При изучении наземного оборудования рассмотреть назначение и устройство устьевого оборудования насосных скважин.
УЭЦН имеет гораздо большие добычные возможности по сравнению со штанговой, а это очень важно при необходимости отбора больших объемов жидкости из скважины.
Компоновка УЭЦН предполагает расположение насоса и его привода в скважине и передачу электроэнергии двигателя по трехжильному кабелю. Нужно знать основные достоинства и недостатки этой компоновки. Изучая конструкцию насоса, необходимо знать, что он при очень малых значениях диаметров деталей должен развивать большой напор 1500 –1800 м. Этот напор может быть достигнут только за счет большого количества ступеней 300 –400.
Студент должен хорошо знать, по какому принципу комплектуются насосы модульного типа, чем определяется количество ступеней в модуле – секции, каково назначение, и, как устроены модуль –головка и модуль –основание (входной модуль).
Узел гидрозащиты должен надежно защищать электроцентробежный двигатель от проникновения в него пластовой жидкости.
Рассматривая вопросы сборки узлов погружного агрегата, подсоединение кабеля к двигателю, нужно знать, как обеспечивается и проверяется герметичность всех соединений. Наличие кабеля, спускаемого вместе с НКТ в скважину, требует соблюдения особой осторожности при спуске агрегата в скважину.
Литература: 3, стр. 28…42; 4, стр.34…51; 5, стр.87…91; (3) стр. 22…68; (4) стр. 51…57; (5) стр. 64…66.
Вопросы для самоконтроля.
1. Назовите преимущества УЭЦН перед ШСНУ?
2. Как располагаются узлы погружного агрегата УЭЦН?
3. Отчего зависит напор и подача ЭЦН?
4. В чем особенность модульных насосов?
5. Перечислите основные узлы протектора гидрозащиты.
6. Какое значение должна иметь изоляция кабеля?
7. Перечислите основные функции станции управления?
8. Какие виды глубинно-насосной эксплуатации вы знаете?
9. На коком принципе основана работа ШСНУ?
10. Какие типы штанговых насосов вы знаете?
11. Чем отличаются трубные насосы от вставных, их преимущества и недостатки.
12. Виды плунжеров, условия их применения?
13. Каково назначение труб и штанг?
14. Для чего предусмотрено устьевое оборудование насосной установки.
15. Что называется коэффициентом наполнения и коэффициентом подачи ШСНУ?
16. Зачем и как уравновешивают станки –качалки?
17. Для чего предназначен штанговращатель и где он устанавливается?
Тема 2.4. Оборудование нагнетательных скважин.
Студент должен:
знать:
- методы ППД, требования предъявляемые к нагнетательным в пласт агентам,
- оборудование применяемое в нагнетательных скважин,
уметь:
- определить необходимое количество нагнетаемой в пласт воды,
- подбирать оборудование для нагнетательных скважин.
Нагнетательные скважины: конструкция скважин, оборудование их забоя. Подземное оборудование. Оборудование устья.
Методические указания.
Изучая оборудование для нагнетания воды в пласт, нужно исходить из того, что для этой цели используются многоступенчатые центробежные насосы серии ЦНС –180 с подачей 180 м3
/час и развивающее давление до 20 МПа. Насосное оборудование смонтировано в блочных кустовых насосных станциях (БКНС), выполненных по принципу индустриального метода сооружения нефтепромысловых объектов. Студенту необходимо изучить схему расположения оборудования внутри БНКС. При рассмотрении устьевой арматуры нагнетательных скважин необходимо исходить из того, что она должна обеспечивать герметичность и безопасность при высоких давлениях. Необходимо также знать параметры электропогружных установок для заводнения пластов типа УЭЦП.
Знать конструкцию нагнетательных скважин, оборудование их забоя.
Литература: 3, стр. 324…352; 5, стр. 380…395; 13, стр. 114…165.
Вопросы для самоконтроля.
1. Какие типы устьевой арматуры применяются на нагнетательных скважинах?
2. Какова конструкция нагнетательных скважин?
3. Назначение установок для нагнетания воды?
Раздел 3. Оборудование для текущего и капитального ремонта скважин.
Тема 3.1. Особенности оборудования для текущего ремонта скважин и его классификация.
Студент должен:
знать:
инструмент и приспособления для СПО,
оборудование для механизации СПО,
стационарное оборудование,
агрегаты для ремонта нефтяных и газовых скважин,
противовыбросовое оборудование,
оборудование для ремонта скважин под давлением,
уметь:
выбирать оборудование для проведения ремонта.
Операции, выполняемые при текущем ремонте скважин. Наземное сооружения для ремонта скважин: стационарное оборудование, подъемные установки – агрегаты для текущего и капитального ремонтов. Агрегаты подземные, агрегаты для ГРП, ГПП, цементирования и СКО скважин. Инструмент и приспособления для спускоподъемных операций. Оборудование для ремонта скважин под давлением.
Методические указания.
Оборудование, необходимые для проведения текущего ремонта скважин, состоит из передвижного агрегата в состав которого входят: грузоподъемное сооружение с рабочей площадкой и мостками; талевая система; подъемная лебедка или установка, насосная установка; ротор; вертлюг; противовыбросовое оборудование; устьевой и подземный инструмент; оборудование для ремонта скважин под давлением.
Необходимо знать, как от вида сложности работ поставляется оборудование (отдельными комплектами или узлами).
Самыми трудоемкими процессами в комплексе работ, связанных с подземным ремонтом являются спуск и подъем труб и штанг, который влечет за собой свинчивание и развинчивание их. Эта задача была решена Молчановым Г.В., который создал автомат, позволивший механизировать и частично автоматизировать наиболее тяжелые ручные операции и сократить время на их выполнение. Автоматы АПР-2ВБ и АПР–ГП сочетают в себе механический неподвижный ключ, автоматический спайдер, центратор и инерционный привод.
Основными узлами элеватора ЭТА-50 являются корпус и створка, снизу корпус имеет круговой фланец и муфта трубы опирается на выступы верхних буртов корпуса. Элеваторы типа ЭТА предназначены для работы с автоматом АПР –2ВБ. Элеваторы предусматривают захват колонны труб под муфтой, кроме элеваторов – спайдеров, которые захватывают колонну по телу трубы или при спуске и подъеме безмуфтовых труб.
Штропы, предназначены для подвески элеватора на крюке.
Ключи различных конструкций применяются для свинчивания и развинчивания различных труб и штанг.
Вопросы для самоконтроля.
1. На какие группы подразделяется оборудование и инструмент, применяемые при капитальном ремонте скважин?
2. Для чего предназначены передвижные подъемные агрегаты?
3. Каковы основные правила эксплуатации передвижных подъемных агрегатов?
4. Для чего предназначена талевая система и из каких механизмов она состоит?
5. Как производят оснастку талевой системы?
6. Основные узлы автомата АПР – 2ВБ.
7. В чем заключается отличие автомата АПР – ГП от АПР –2ВБ?
8. Что представляет собой ключ КМУ?
9. Для чего предназначен ключ АШК?
10. При каких работах используются данные механизмы?
11. Какой инструмент применяется для захвата и удержания в подвешенном состоянии обсадных, бурильных и насосно – компрессорных труб?
12. Какие инструменты и механизмы применяют для свинчивания и развинчиваания труб и штанг?
13. Для чего предназначены штропы и как их различают по назначению?
14. Для чего предназначен спайдер и из каких элементов он состоит?
15. Для каких работ предназначен элеватор и какие элеваторы Вы знаете?
Раздел 4 Технология проведения текущего ремонта.
Тема 4.1. Классификация операций. Выполняемых при текущем ремонте скважин.
Студент должен:
знать:
операции выполняемые при текущем ремонте;
уметь:
классифицировать работы по видам ремонта.
Виды текущего ремонта скважин. Классификация операций, выполняемых при текущем ремонте скважин.
Методические указания.
Изучая операции, выполняемые при текущем ремонте необходимо студент должен знать, что такое текущий ремонт. В зависимости от видов, выполняемых работ текущий ремонт делится на профилактический, восстановительный, вынужденный. Необходимо составить план ремонта, особое внимание уделить составлению графика ППР, а также видам работ которые выполняются при текущем ремонте скважин. При ТРС выполняются следующие операции: транспортные, подготовительные, спускоподъемные, собственно операции ремонта; заключительные.
Литература: 8, стр.116-119
Вопросы для самоконтроля.
1. Что называется текущим ремонтом и какова его цель?
2. Разновидности текущего ремонта.
3. Основные операции, выполняемые при текущем ремонте.
4. Что понимают под МРП скважин.
Тема 4.2. Подготовка скважин к ремонту.
Студент должен:
знать:
цель глушения,
состав технологических жидкостей для глушения скважин, схемы размещения оборудования при текущем ремонте и состав оборудования
уметь:
производить расчет глушения скважин,
выбирать схему размещения оборудования в зависимости от способа эксплуатации,
выбирать состав жидкостей глушения, технологию глушения.
Классификация ремонтных работ. Подготовительные работы. Промывка, глушение. Состав технологических жидкостей для глушения скважин. Технология комбинированного глушения скважин. Глушение девонского фонда скважин. Глушение сероводородных скважин.
Методические указания.
Необходимо составить план проведения ремонта, особое внимание уделить составлению графика ППР, а также видам работ которые выполняются при текущем ремонте скважин.
Вопросы для самоконтроля.
1. Что называется текущим ремонтом и какова его цель?
2. Разновидности текущего ремонта.
3. Что понимают под межремонтным периодом работы скважины?
4. Что называется коэффициентом эксплуатации?
5. Какие правила нужно соблюдать при спуске и подъеме НКТ?
Тема 4.3.Спуско-подъемные операции. Смена штангового насоса. Ремонт скважин, оборудованных центробежными электронасосами.
Студент должен:
знать:
технологии спускоподъемных операций, причины отказов скважинных штанговых и электроцентробежных насосов;
уметь:
находить и устранять причины отказов глубинных насосов,
отличать операции, выполняемые при спуске или подъеме внутрискважинного оборудования при использовании ШСН и ЭЦН,
ориентироваться в операциях выполняемых при смене штангового скважинного насоса, погружного агрегата ЭЦН
Спускоподъемные операции. Спуск и подъем штанговых глубинных насосов. Проверка поднятого из скважины глубинного насоса. Смена штангового насоса. Изменение глубины подвески ШСН. Особые работы, проводимые на скважине, оборудованной ШСН: подъем труб с жидкостью, ликвидация заклинивания плунжера, ликвидация обрыва или отвинчивание штанг. Ремонт скважины, оборудованных погружными электроцентробежными электронасосами.
Методические указания.
Для ремонта скважин, оборудованных УШСН, необходимо знать наземное и подземное оборудование данного способа эксплуатации, так как из этого вытекают возможные неисправности и соответствующие ремонты. Для того, чтобы скважина работала длительное время без ремонтов необходимо уравновешивание станков – качалок и правильно подобранное оборудование.
Особое внимание необходимо уделить на подготовительные работы перед спуском УЭЦН в скважину, проверке его работы на устье и скорости спуска его в скважину.
Вопросы для самоконтроля.
1. В чем заключаются основные виды ремонтов?
2. Как правильно подготовить станок - качалку перед текущим или капитальным ремонте скважины?
3. Как проводят спуск и подъем штанг?
4. Как проводят смену трубного насоса?
5. Как устраняют обрыв или отвинчивание штанг?
6. В чем заключаются работы по устранению заклинивания плунжера?
7. Как проводят работы по подготовке и спуску УЭЦН в скважину?
8. как проводят смену ЭЦН?
9. Как производится крепление кабеля?
10. какое оборудование и приспособления применяют при данном виде ремонта?
11. Конструкция УЭЦН?
12. Какие неполадки возможны при эксплуатации скважины, оборудованной ЭЦН?
Тема 4.4. Особенности ремонта нагнетательных скважин.
Студент должен:
знать:
- основной вид ремонтных работ нагнетательных скважин
Причины, приводящие к ремонту нагнетательных скважин. Особенности ремонта нагнетательных скважин
Методические указания.
Изучая особенности ремонта нагнетательных скважин необходимо студенту изучить причины приводящие к ремонту нагнетательные скважины. Студенту следует изучить условия эксплуатации арматуры устья нагнетательных скважин, при этом исходить из того, что она должна обеспечивать герметичность и безопасность при высоких давлениях. Особое внимание нужно уделять изучению причин ремонта наиболее сложных устройств – задвижек. Нужно знать причины ремонта подземного внутри скважинного оборудования.
Литература: 8 стр.18, 53-55
Вопросы для самоконтроля.
1. Какие элементы включает наземное и внутрискважинное оборудование нагнетательных скважин?
2. Назовите причины выхода из строя задвижек.
3. Как производят съем регуляторов жидкости?
Тема 4.5. Ремонт скважин, связанных с отчисткой забоя от песчаных пробок, шлама, отложений солей, АСПО.
Студент должен:
знать:
причины отложения песка, парафина, солей в скважине,
меры борьбы с песком, солями, парафином в скважинах,
уметь:
выбирать методы борьбы от песчаных пробок, шлама, отложений солей, АСПО,
производить гидравлический расчет промывки песчаной пробки,
выбирать оборудование для проведения ремонта;
Отложения неорганических солей: причины образования отложения неорганических солей. Способы предупреждения отложений неорганических солей. Способы удаления отложений неорганических солей. Отложения АСПО: причины образования отложений АСПО. Методы борьбы с АСПО. Удаление АСПО песка: причины пескопроявления в скважинах. Методы удаления песчаных пробок желонками, промывкой.
Методические указания.
Необходимо знать какими породами представлен продуктивный пласт и физико – химическую характеристику добываемого флюида.
Вопросы для самоконтроля.
1. Какую промывку называют прямой, какую обратной?
2. Как проводится промывка скважин с применением промывочного устройства ПУ – 1?
3. В каких случаях применяют для промывки скважин струйные насосы?
4. Как работает струйный насос?
5. В каких случаях применяют для промывки скважин аэрированной жидкостью с добавкой ПАВ?
6. Как проводят отчистку скважины от пробки желонкой? Гидробуром?
7. Какие меры принимают для предотвращения осложнений при промывке скважин от песчаных пробок?
8. Установки для депарафинизации скважин.
9. Агрегат АДП.
10. Меры по предотвращению осложнений при промывке скважин для удаления песчаных пробок.
Раздел 5 Технология проведения капитального ремонта.
Тема 5.1. Подготовка скважин к ремонту.
Студент должен:
знать:
подготовку скважины к ремонту,
обследование скважины,
исследование скважины
Подготовка скважины к ремонту. Подготовка труб. Исследование скважины. Обследование и подготовка ствола скважины.
Методические указания.
Необходимо знать, что к капитальному ремонту скважин относятся наиболее сложные ремонты, их классификацию.
Все виды ремонтов начинаются с подготовительных работ базы производственного обслуживания, дальнейшие работы выполняет цех капитального ремонта (герметизацию устья, установку передвижного агрегата, подготовку рабочего места).
Перед началом капитального ремонта на скважине мастеру выдается план работ, где четко указываются все технологические процессы и их последовательность.
Вопросы для самоконтроля.
1. Как проводятся подготовительные работы перед ремонтом и их последовательность?
2. Какие виды работ относятся к КРС?
3. Необходимая документация при проведении ремонта?
4. Чем производят обследование и исследование скважин?
5. Геофизические методы исследования?
Тема 5.2. Ремонтно – исправительные работы.
Студент должен:
знать:
причины образования дефектов в колонне, методы исправления дефектов в колонне, разбуривания цементных пробок,
уметь:
выбирать инструмент для исправления дефектов в колонне, ориентироваться в методах устранения не герметичности обсадных колонн.
Ремонт скважины и герметизация устья. Исправление дефектов в колонне. Повторная герметизация соединительных узлов обсадных колонн, тампонирование негерметичных резьбовых соединений, ликвидация каналов негерметичности в стыковочных устройствах, муфтах; изоляция сквозных дефектов путем замены поврежденной части колонны, тампонирования, установки труб меньшего диаметра, дополнительной колонны. Перекрытие дефекта колонны тонкостенным металлическим пластырем. Испытание колонны на герметичность.
Методические указания.
Анализ и координация выполнения ремонтно-исправительных работ. Ремонт скважин, герметизация устья, исправления дефектов в колонне. Замена поврежденной части колонны. Перекрытие дефектов в эксплуатационной колонне, спуск дополнительной колонны, определение удлинения эксплуатационной колонны. Разбуривание цементных пробок, очистка колонны от цементной корки.
Литература: 1, стр.203…210; 2, стр.209…210
Вопросы для самоконтроля.
1. Как ремонтируют и герметизируют устье скважины?
2. Как исправляют дефекты в колонне?
3. Какие виды работ относятся к ремонтно-исправительным?
4. Способы разбуривания цементных пробок?
5. Что представляет собой устройство Дорн и для чего оно предназначено?
Тема 5.3. Изоляционные работы.
Студент должен:
знать:
причины поступления посторонних вод в скважины,
ремонтно-изоляционные работы,
тампонажные материалы,
уметь:
ориентироваться в методах определения места притока пластовой воды в скважине.
выбирать тампонажные материалы,
выбирать технологию процесса изоляционных работ,
проводить расчет цементирования.
Причины поступления посторонних вод в скважины. Методы определения места утечки в колонне. Изоляционные работы: изоляция верхних вод, нижних вод, подошвенных вод, вод поступающих через соседнюю скважину. Изоляция пластов при эксплуатации одной скважинной нескольких горизонтов. Виды цементажа.
Тампонажные материалы: селективные и неселективные материалы. Испытание качества цементирования. Оборудование, используемое при цементировании.
Методические указания.
Цементирование скважин проводится когда необходимо изолировать продуктивный пласт от посторонних вод, создать цементный стакан на забое скважины или цементный мост в колонне, перекрыть фильтр при возврате скважины на другой горизонт, перекрыть дефекты в эксплуатационной колонне, закрепить призабойную зону и т.д.
Вопросы для самоконтроля.
1. Что представляет собой тампонажный цемент?
2. В каких случаях производят тампонаж скважин?
3. Какие требования предъявляются к качеству тампонажного цемента?
4. Что такое водоцементное отношение?
5. Для чего применяют замедлители и ускорители сроков схватывания цемента?
6. Какие способы тампонажа скважин Вы знаете?
7. В каких случаях устанавливают искусственные пробки в колонне? Виды пробок?
8. Какова технология проведения цементажа нефтецементным и пеноцементным раствором?
9. Какое оборудование применяется при цементировании скважин?
10. Как производится расчет цементирования?
11. Какие меры применяются по предупреждению осложнений при цементировании скважин?
12. Что такое возвратные работы и в каких случаях он проводится?
Тема 5.4. Ловильные работы.
Студент должен:
знать:
технологию проведения ловильных работ,
подбирать соответствующий ловильный инструмент в зависимости от аварийной ситуации
Виды аварий. Обследование скважин. Выбор ловильного инструмента. Ловильные работы: извлечение прихваченных труб, упавших труб, погружного центробежного электронасоса. Извлечение труб, прихваченных цементом. Расхаживание и разбуривание оставшихся инструментов. Извлечение тартального каротажного кабеля.
Методические указания.
Наиболее часто встречаются следующие виды аварий:
прихват насосно-компрессорных труб металлическим сальником или песчаной пробкой;
«полет» насосно-компрессорных труб;
оставление в скважине погружного электронасоса с кабелем и без кабеля;
обрыв штанг;
оставление в скважине или падении в нее посторонних предметов, и т.д.
Чтобы знать какая авария может произойти в скважине необходимо знать способ ее эксплуатация (фонтанная, газлифтная, ШСНУ, УЭЦН)
Вопросы для самоконтроля.
1. Какие виды аварий наиболее часто происходят в скважинах?
2. Как извлекают из скважины прихваченные трубы?
3. Как извлекают из скважины упавшие трубы?
4. Как извлекают из скважины упавшие штанги, погружной электронасос, отдельные предметы, тартальный канат, каротажный кабель?
5. Как проводится чистка ствола скважины от посторонних предметов?
Тема 5.5. Возвратные работы
Студент должен:
знать:
причины возвратных работ,
технологию проведения возвратных работ
Возвратные работы. Причины возврата скважин на другие горизонты. Возврат скважины на вышезалегающий горизонт. Возврат скважины на ниже залегающий горизонт.
Методические указания.
При изучении темы необходимо знать причины возврата скважин на другие горизонты. Студент должен знать сущность возвратных работ на вышележащие и ниже залегающие горизонты. Цементирование скважин проводится когда необходимо изолировать продуктивный пласт, перекрыть фильтр при возврате скважин на другой горизонт.
Литература: 6, стр.210-244; 5, стр.261-262
Вопросы для самоконтроля.
1. Причины приводящие к возвратным работам.
2. Как проводятся возвратные работы на вышезалегающие горизонты?
3. Как проводится возврат на ниже залегающие горизонты? В каких случаях проводятся?
Тема 5.6. Зарезка и бурение второго ствола, углубление забоя через «башмак»
Студент должен:
знать:
основные этапы работ по зарезке и бурению второго ствола,
уметь:
выбирать скважины для зарезки и бурения второго ствола,
ориентироваться в технологии работ по зарезке и бурению второго ствола.
Зарезка и бурение второго ствола. Основные работы по зарезке и бурению второго ствола: выбор интервала в колонне для вскрытия окна, спуск и крепление отклонителя в колонне; вскрытие окна в колонне; бурение второго ствола; подготовка и спуск эксплуатационной колонны или «хвостовика»; цементирование колонны (разобщение пластов); испытание колонны на герметичность.
Методические указания.
Зарезка второго ствола скважины производится тогда, когда никакими известными способами невозможно отремонтировать скважину. Следующее основное условие – состояние разработки пласта позволяет нам пробурить новый ствол, а бурение новой скважины нерентабельно.
Необходимо четко знать этапы зарезки и бурения второго ствола.
Вопросы для самоконтроля.
1. Этапы зарезки второго ствола.
2. Выбор места для вскрытия окна в колонне.
3. В чем заключается подготовка скважины к спуску отклонителя?
4. Каким способом крепится отклонитель в колонне?
5. Как и каким инструментом вскрывается «окно» в колонне?
6. Какой режим бурения выбирается для бурения второго ствола?
7. Какие функции выполняет промывочная жидкость?
8. Разобщение пластов.
9. какими методами производят испытание колонны на герметичность?
10. Промышленная безопасность при бурении второго ствола?
Тема 5.7. Физическая ликвидация скважин.
Студент должен:
знать:
причины ликвидации скважин,
технологию ликвидационных работ;
Оформление материалов по ликвидации и списанию затрат. Причины ликвидации скважин. Технология работ по ликвидации скважин.
Методические указания.
Студент при изучении темы должен знать причины ликвидации скважины. Студент должен знать оформление материалов по ликвидации и списанию затрат. Студенту необходимо изучить технологию ликвидационных работ.
Литература: 5, стр. 282-283
Вопросы для самоконтроля.
1. Причины ликвидации скважин.
2. Порядок оформления материалов.
3. В чем заключается технология работ по ликвидации скважин.
Раздел 6 Методы повышения нефтеотдачи пластов.
Тема 6.1. Методы увеличения притока нефти и приемистости скважин.
Студент должен:
Иметь представление;
о методах воздействия на призабойную зону скважин,
о мерах по предотвращению в скважинах осложнений,
знать:
оборудование для производства работ, технические характеристики, технологию производства работ,
уметь:
проектировать методы повышения нефтеотдачи пластов,
рассчитывать параметры технологических процессов повышения нефтеодачи пластов.
Основные методы воздействия на призабойную зону скважин. Исследование факторов, влияющих на эффективность обработки призабойной зоны скважин.
Условия теплового воздействия на разрабатываемые нефтяные пласты и призабойную зону скважин. Методы теплового воздействия на пласт оборудование, схема расположения. Гидропескоструйная перфорация, цели и назначение, технология проведения, оборудование, расчет параметров. Охрана окружающей среды при технологических процессах воздействия на призабойную зону скважин.
Методические указания.
При длительной работе скважины коллекторские свойства призабойной зоны ухудшаются (пористость, проницаемость), так как эта область пласта в интервале фильтра подвержена наиболее интенсивному воздействию различных физических, механических, гидродинамических, химических и физико – химических процессов.
Методы воздействия на призабойную зону можно разделить на три основные группы – химические, механические и тепловые.
Химические методы применяют, когда проницаемость призабойной зоны ухудшается вследствие отложения веществ, которые можно растворить в различных химических реакциях (СКО, ГКО).
Механические методы применимы в малопроницаемых твердых породах (ГРП, гидропескоструйная перфорация)
Тепловые методы применяют в случае фильтрации вязкой нефти, отложении парафина, смол, асфальтенов.
Вопросы для самоконтроля.
1. Что называется ПЗС?
2. Как подразделяют методы воздействия на ПЗС?
3. В чем назначение и сущность соляно–кислотной обработки?
4. каково назначение термокислотной обработки?
5. Для чего применяют ГРП, технология его проведения?
6. Какие рабочие жидкости используют для ГРП и требования предъявляемые к ним?
7. Какие способы теплового воздействия на ПЗС Вы знаете?
8. Какое оборудование применяется при различных методах воздействия на ПЗС?
Раздел 7. Промышленная безопасность, охрана труда и окружающей среды при ремонте скважин.
Студент должен:
знать:
основные сведения по промышленной безопасности при ремонте скважин и эксплуатации оборудования,
природоохранные мероприятия при ремонте скважин,
нормативно – уровневые документы охраны труда и окружающей среды, источники загрязнения окружающей среды при ремонте скважин.
Промышленная безопасность, охрана труда при эксплуатации подземных сооружений, агрегатов, оборудования и инструмента, используемых при ремонте скважин.
Методические указания.
Выполнение требований промышленной безопасности необходимо для того, чтобы обеспечить условия, при которых можно работать без травм, профессиональных заболеваний и отравлений. Инструменты и оборудование должны быть в полном комплекте, исправными и чистыми. Особое внимание необходимо обращать на состояние площадки.
Вопросы для самоконтроля.
1. Какие условия на производстве должны быть?
2. Кто осуществляет проверку соблюдения правил промышленной безопасности на производстве?
3. Как проводится расследование несчастных случаев?
4. какие необходимо соблюдать меры безопасности при работе на скважинах, выделяющих сероводород?
5. Какие требования предъявляются для охраны окружающей среды?
КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА №1, 2
Ответьте на контрольные вопросы согласно своего варианта (таблица 1). Затем нужно решить две задачи к каждой контрольной работе.
Таблица 1 – номера вариантов и контрольных вопросов контрольных работ №1 и №2
| Номера вариантов
|
||||||||||||||||||||
| 1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
|||||
| Номера вопросов |
||||||||||||||||||||
| 1 60 |
2 59 |
3 58 |
4 57 |
5 56 |
6 55 |
7 54 |
8 53 |
9 52 |
10 51 |
11 50 |
12 49 |
13 48 |
14 47 |
15 46 |
16 45 |
|||||
| Номера вариантов
|
||||||||||||||||||||
| 17
|
18
|
19
|
20
|
21
|
22
|
23
|
24
|
25
|
26
|
27
|
28
|
29
|
30
|
|||||||
| Номера вопросов |
||||||||||||||||||||
| 17 44 |
18 50 |
19 42 |
20 41 |
21 40 |
22 39 |
23 38 |
24 37 |
25 36 |
26 35 |
27 34 |
28 33 |
29 32 |
30 31 |
|||||||
ВОПРОСЫ К КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЕ №1
1. Нефтяные и газовые залежи
2. Режимы работы нефтегазоносных залежей
3. Какие условия нужно соблюдать при вскрытии пласта в процессе бурения для обеспечения успешного освоения скважин
4. Подготовка скважин к эксплуатации
5. Конструкция ствола и забоя скважин
6. Каково назначение колонной головки. Из каких основных частей состоит колонная головка.
7. Освоение скважин
8. При каком условии возможно фонтанирование скважин. Что является показателем эффективности фонтанного способа добычи нефти.
9. Объясните функций фонтанной арматуры из каких частей она состоит.
10. Что такое штуцер и для чего он предусмотрен?
11. Какое внутрискважинное оборудование применяют для предупреждения открытого фонтанирования
12. Борьба с осложнением парафина в фонтанных скважинах
13.Что называют газо-воздушным подъемником и какие их конструкции вы знаете. В чем сходство и отличия компрессорного ,безкомпрессорного, внутрикомпрессорного газлифтов?
14. Что представляют собой газлифтные клапаны и с какой целью их применяют?
15. Типы станков качалок
16. Штанговые насосы
17. Из каких основных узлов состоит насос НСВ1. Объясните принцип его действия.
18. Из каких основных узлов состоит насос НСН1. Объясните принцип его действия.
19. Насосные штанги, НКТ
20. Устьевое оборудование
21. Электропривод ШСН
22. Состав УЭЦН и основные технические требования к ним.
23. Электроцентробежный насос
24. Погружные электродвигатели, типы кабеля?
25. Гидрозащита ЭЦН
26. Станция управления ,трансформаторы
27. Устьевое оборудование УЭЦН
28.Оборудование нагнетательных скважин, конструкция скважин, оборудование забоя, подземное оборудование, оборудование устья.
29. Оборудование для механизации СПО
30. Инструмент и приспособления для СПО
31. Стационарное оборудование при ремонте скважин
32. Агрегаты для ремонта нефтяных и газовых скважин
33. Противовыбросовое оборудование
34. Оборудование для ремонта скважин под давлением
35. Подготовка скважин к ремонту. Промывка, глушение, жидкости глушения, технологии глушения скважин.
36. Классификация ремонтных работ. Операции при СПО. Технология СПО.
37. Профилактические и восстановительные ремонты в зависимости от способа эксплуатации.
38. Основные виды ремонтов ШСНУ
39. Работы по подготовке и спуску УЭЦН в скважину
40. Как проводят смену УЭЦН и крепление кабеля
41. Возможные неполадки УЭЦН
42. Как проводят разборку и сборку фонтанной арматуры
43. Особенности и ремонта газлифтных скважин
44. Спуск и подъем штанговых глубинных насосов
45.Особенности ремонта нагнетательных скважин
46. Причины образования отложении неорганических солей. Способы предупреждения и удаления неорганических солей.
47. Причины отложения АСПО. Методы удаления АСПО.
48. Причины пескопроявления в скважине. Методы предупреждения пескопроявления в скважине.
49. Как проводят очистку скважины от песчаной пробки желонкой и гидробуром.
50. Промышленная безопасность и охрана окружающей среды при текущем ремонте скважин
51. Для каких работ предназначен элеватор. Из как их основных частей он состоит. Какие элеваторы вы знаете.
52. Для чего предназначен спайдер, из каких частей он состоит
53. Какие ключи применяют для свинчивания и развинчивания труб и штанг
54. Каково назначение устройство автомата АПР-2ВБ
55. Для чего предназначен механический универсальный ключ кму-50
56. Как проводят смену трубного скважинного насоса
57. Как проводят смену вставного скважинного насоса
58. Как устраняют обрыв или отвинчивание штанг
59. В чем заключаются работы по устранению заклинивания плунжера
60. Как проводят подготовку к спуску и спуск УЭЦН
ВОПРОСЫ ДЛЯ КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЫ №2
1. Какие виды работ относят к КРС
2. Необходимая документация при проведение капитального ремонта
3. Исследование скважин при КРС
4. Ремонт и герметизация устья скважины
5. Виды дефектов в колоне и их исправление
6. Ремонтно-исправительные работы
7. Способы разбуривания цементных пробок
8. Тампонажный цемент. В каких случаях производят тампонаж скважин и требования, предъявляемые к качеству тампонажного цемента
9. Какие требования предъявляют к качеству тампонажного цемента. Что такое водоцементное отношение.
10 Для чего применяют замедлители и ускорители сроков схватывания цемента
11 Способы тампонажа скважин
12 В каких случаях применяется тампонирование под давлением, без давления.
13 В каких случаях устанавливают искусственные пробки в колонне. Виды пробок.
14 Как изолируют чуждые верхние воды
15 Как изолируют чуждые нижние воды
16 В чем заключаются работы по устранению не- герметичности обсадных колонн и как их проводят
17 В каких случаях и как заменяют негерметичность в колонне
18 В каких случаях в скважину спускают дополнительную колонну
19 Как устанавливают металлические пластыри в местах не- герметичности с помощью устройства Дорн
20 Какие способы испытания колонны на герметичность вы знаете
21 Какие существуют методы крепления пород в призабойной зоне скважины
22 Какие виды аварий наиболее часто происходят в скважине
23 Как извлекают из скважины прихваченные трубы
24 Как проводят ловильные работы с труболовками
25 Как извлекают из скважины упавшие трубы
26 Как извлекают из скважины упавшие трубы и штанги
27 Как извлекают из скважины погружной электронасос
28 Как извлекают из скважины отдельные элементы
29 Как извлекают из скважины тортальный канат, каротажный кабель
30 В каких случаях переходят на другие горизонты
31 Какие основные этапы работ по забурке и зерезке второго ствола вы знаете
32 Как выбирают место для вскрытия окна
33 Что такое отклонитель
34 В чем заключается подготовка скважины к спуску отклонителя
35 Как спускают и крепят отклонитель в колонне
36 Как проводят направленный спуск отклонителя
37 Какие инструменты применяют для вскрытия окна в колонне
38 Технология вскрытия окна в колонне
39 С какой целью крепят скважины и из каких этапов состоят работы выполняемые для спуска эксплуатационной колонны
40 Каковы особенности ремонта морских скважин
41 Методы увеличения притока нефти и приемистости скважин какое оборудование применяют при цементировании скважин
42 Какое оборудование применяют при кислотной обработке скважин
43 Какое оборудование применяют при гидравлическом разрыве пласта
44 В каких случаях для ловли труб применяют труболовку, колокол или метчик.
45 Какие инструменты применяют для ловли тартального каната и каротажного кабеля
46 Для чего применяют фрезеры и какие типы фрезеров вы знаете
47 Сущность материала применяемого при |СКО
48 Выбор разновидности СКО
49 Технология проведения СКО. Оценка эффективности СКО.
50 Выбор скважин для ГРП. Проектирование ГРП
51 Материал для проведения ГРП
52 Технология ГРП. Оценка эффективности
53 Гидропескоструйная перфорация
54 Селективные изоляционные материалы
55 Какие виды работ относят к капитальному ремонту скважин
56 Оборудование, применяемое при различных методах воздействия на пласт
57 Ликвидация скважин
58 Возврат на ниже лежащий горизонт
59 Промышленная безопасность и охрана окружающей среды при КРС
ЗАДАЧИ К КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЕ №1
ЗАДАЧА 1
Гидравлический расчет промывки песчаной пробки в скважине.
gn:left;">Рассчитать прямую и обратную промывку песчаной пробки в скважине на всех режимах работы промывочного агрегата.
Исходные данные
Таблица №2
| № варианта
|
Н, м
|
D
|
d
м
|
δ,
мм
|
d
м
|
VH
|
|||
| I
|
II
|
III
|
IV
|
||||||
| 1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
| 1. |
1860 |
0,144 |
0,06 |
0,130 |
0,062 |
0,66 |
0,88 |
1,54 |
2,3 |
| 2. |
1760 |
0,168 |
0,073 |
0,200 |
0,062 |
0,993 |
1,324 |
2,314 |
3,310 |
| 3. |
1915 |
0,168 |
0,089 |
0,360 |
0,065 |
0,66 |
0,88 |
1,54 |
2,20 |
| 4. |
1860 |
0,150 |
0,089 |
0,200 |
0,079 |
0,66 |
0,88 |
1,54 |
2,20 |
| 5. |
1760 |
0,146 |
0,073 |
0,200 |
0,062 |
0,993 |
1,324 |
2,314 |
3,31 |
| 6. |
1840 |
0,168 |
0,06 |
0,130 |
0,05 |
1,485 |
1,980 |
3,465 |
4,95 |
| 7. |
1870 |
0,144 |
0,089 |
0,250 |
0,079 |
0,660 |
0,880 |
1,54 |
2,2 |
| 8. |
1720 |
0,150 |
0,060 |
0,230 |
0,054 |
1,480 |
1,980 |
3,46 |
4,95 |
| 9. |
2000 |
0,168 |
0,073 |
1,000 |
0,062 |
1,048 |
1,52 |
2,32 |
3,36 |
| 10. |
1720 |
0,168 |
0,060 |
0,250 |
0,054 |
1,480 |
1,98 |
3,46 |
4,95 |
| 11. |
1850 |
0,168 |
0,073 |
1,000 |
0,055 |
0,993 |
1,324 |
2,314 |
3,31 |
| 12. |
1875 |
0,168 |
0,073 |
0,100 |
0,068 |
0,993 |
1,324 |
2,314 |
3,31 |
| 13. |
1875 |
0,150 |
0,073 |
1,000 |
0,055 |
0,993 |
1,324 |
2,314 |
3,31 |
| 14. |
1900 |
0,168 |
0,073 |
0,300 |
0,062 |
0,993 |
1,324 |
2,314 |
3,31 |
| 15. |
1840 |
0,146 |
0,060 |
0,300 |
0,05 |
1,485 |
1,980 |
3,465 |
4,95 |
| 16. |
1830 |
0,146 |
0,060 |
0,300 |
0,05 |
1,485 |
1,980 |
3,465 |
4,95 |
| 17. |
1900 |
0,168 |
0,060 |
0,13 |
0,055 |
0,66 |
0,88 |
1,54 |
2,2 |
| 18. |
1915 |
0,150 |
0,089 |
0,2 |
0,065 |
0,66 |
0,88 |
1,54 |
2,2 |
| 19. |
1915 |
0,168 |
0,089 |
0,2 |
0,073 |
0,66 |
0,88 |
1,54 |
2,2 |
| 20. |
1850 |
0,168 |
0,073 |
1,0 |
0,063 |
0,993 |
1,3 |
2,3 |
3,3 |
| 21. |
1860 |
0,168 |
0,05 |
1,0 |
0,79 |
0,66 |
0,88 |
1,54 |
2,2 |
| 22. |
1800 |
0,146 |
0,06 |
0,025 |
0,055 |
1,480 |
1,98 |
3,47 |
4,95 |
Продолжение Таблицы №2
| № варианта
|
m
|
F
c
|
L
|
f
|
L
|
η
|
f
|
V
|
|||
| I
|
II
|
III
|
IV
|
||||||||
| 11
|
12
|
13
|
14
|
15
|
16
|
17
|
18
|
19
|
20
|
21
|
|
| 1. |
0,300 |
886,2 |
12,0 |
637,5 |
40 |
0,650 |
36,0 |
0,262 |
0,349 |
0,611 |
0,872 |
| 2. |
0,300 |
222,0 |
12,0 |
197,0 |
50 |
0,650 |
30,2 |
0,222 |
0,296 |
0,618 |
0,740 |
| 3. |
0,300 |
252,24 |
13,0 |
128,15 |
50 |
0,550 |
36,0 |
0,262 |
0,349 |
0,611 |
0,872 |
| 4. |
0,300 |
227,0 |
12,0 |
165,0 |
40 |
0,650 |
36,0 |
0,262 |
0,349 |
0,611 |
0,872 |
| 5. |
0,300 |
221,6 |
12,0 |
135,0 |
45 |
0,650 |
30,2 |
0,222 |
0,296 |
0,618 |
0,740 |
| 6. |
0,250 |
167,3 |
11,0 |
150,0 |
50 |
0,650 |
30,2 |
0,3 |
0,4 |
0,611 |
1,0 |
| 7. |
0,300 |
886,2 |
13,0 |
637,5 |
45 |
0,550 |
36,0 |
0,262 |
0,349 |
0,618 |
0,872 |
| 8. |
0,250 |
177,0 |
13,0 |
149,0 |
40 |
0,650 |
30,2 |
0,300 |
0,400 |
0,611 |
1,100 |
| 9. |
0,300 |
177,0 |
12,0 |
135,0 |
40 |
0,650 |
30,2 |
0,276 |
0,399 |
0,618 |
0,880 |
| 10 |
0,250 |
174,7 |
13,0 |
128,6 |
14 |
0,650 |
30,5 |
0,300 |
0,400 |
0,611 |
1,100 |
| 11 |
0,300 |
221,0 |
12,0 |
173,0 |
50 |
0,650 |
30,2 |
1,300 |
1,800 |
0,618 |
3,900 |
| 12 |
0,300 |
227,0 |
12,0 |
62,0 |
40 |
0,650 |
165 |
0,222 |
0,296 |
0,611 |
0,740 |
| 13 |
0,300 |
221,0 |
12,0 |
131,0 |
50 |
0,650 |
30,2 |
0,222 |
0,296 |
0,618 |
0,740 |
| 14 |
0,300 |
221,6 |
12,0 |
179,8 |
50 |
0,650 |
30,2 |
0,222 |
0,296 |
0,611 |
0,740 |
| 15 |
0,300 |
167,3 |
11,0 |
139,07 |
50 |
0,650 |
30,2 |
0,300 |
0,400 |
0,618 |
1,000 |
| 16 |
0,300 |
167,3 |
11,0 |
139,07 |
45 |
0,650 |
30,2 |
0,3 |
0,4 |
0,611 |
1,000 |
| 17 |
0,250 |
167,3 |
24,0 |
143,5 |
35 |
0,550 |
30,2 |
0,269 |
0,349 |
0,618 |
0,872 |
| 18 |
0,300 |
221,0 |
13,0 |
331 |
55 |
0,650 |
30,2 |
0,269 |
0,349 |
0,611 |
0,872 |
| 19 |
0,300 |
220,0 |
10,0 |
135 |
40 |
0,650 |
36,0 |
0,269 |
0,349 |
0,618 |
0,872 |
| 20 |
0,300 |
221,0 |
11,0 |
177 |
40 |
0,650 |
36,0 |
0,222 |
0,296 |
0,611 |
0,740 |
| 21 |
0,250 |
219,0 |
10,0 |
120,0 |
40 |
0,500 |
36,0 |
0,262 |
0,349 |
0,618 |
0,872 |
| 22 |
0,250 |
167,3 |
11,0 |
143,5 |
50 |
0,650 |
30,2 |
0,3 |
0,4 |
0,611 |
1,000 |
Критическая скорость падения песчинок υкр
Таблица №3
| Максимальный размер зерен, мм
|
Скорость свободного падения, см/с
|
Максимальный размер зерен, мм
|
Скорость свободного падения, см/с
|
Максимальный размер зерен, мм
|
Скорость свободного падения, см/с
|
| 0,01 |
0,01 |
0,17 |
2,14 |
0,45 |
4,90 |
| 0,03 |
0,07 |
0,19 |
2,39 |
0,50 |
5,35 |
| 0,05 |
0,19 |
0,21 |
2,60 |
0,60 |
6,25 |
| 0,07 |
0,36 |
0,23 |
2,80 |
0,70 |
7,07 |
| 0,09 |
0,60 |
0,25 |
3,00 |
0,80 |
7,89 |
| 0,11 |
0,90 |
0,30 |
3,50 |
0,90 |
8,70 |
| 0,13 |
1,26 |
0,35 |
3,97 |
1,00 |
9,50 |
| 0,15 |
1,67 |
0,40 |
4,44 |
1,20 |
11,02 |
Методические указания к решению задачи
Прямая промывка водой
1. Определяем потери давления на гидравлические сопротивления при движении жидкости в насосно-компрессорных трубах (на четырех скоростях агрегата) по формуле:
h1
=λ·, м. вод. ст., (1)
где λ- коэффициент трения при движении воды в трубах
dв
- внутренний диаметр промывочных труб
VH
- скорость нисходящего потока берется из таблицы
( стр. 191 Юрчук таблица 1 «Техническая характеристика агрегата А3ИН-МАШ-35)
Они найдены по таблице 2 путем интерполирования для расходов жидкости (при I, II, III, IV)
Подставив численные значения в формулу (1), получим потери давления на гидравлические сопротивления h, при работе агрегата на скорости I, II, III, IV.
2. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в кольцевом пространстве скважины определяются по формуле:
h2
=φλ·, м. вод. ст., (2)
Здесь φ- коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь давления в результате содержания песка в жидкости φ=1,2.
h2
- находится при работе агрегата на скорости I, II, III, IV.
3. Потери напора на уравновешивание столбов жидкости в промывочных трубах и кольцевом пространстве определяется по формуле К.А. Апресова:
h3
=, м. вод. ст., (3)
где ρn
=2600 кг/м3
- плотность песка,
ρж
=1000 кг/м3
- плотность воды.
Следовательно, по формуле (3) можно определить h3
при работе агрегата на скорости I, II, III, IV.
4. Потери давления на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды данные в исходных данных задачи. (h4
+ h5
)м.вод.ст.(на скоростях I, II, III, IV).
I - h4
+ h5
= 4,7 м,
II - h4
+ h5
= 10,4 м, -для всех вариантов.
III - h4
+ h5
= 22 м,
IV - h4
+ h5
= 31 м.
5. Потери давления на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии от насоса до шланга.
h6
=λ·, м. вод. ст., (4)
По формуле (4) можно определить h6
при работе агрегата на скорости I, II, III, IV.
6. Давление на выкиде насоса определяется суммой потерь, т.е.
РН
=( h1
+ h2
+ h3
+ h4
+h5
+ h6
), м.вод.ст. (5)
Выражая РН
в МПа, имеем
РН
=( h1
+ h2
+ h3
+ h4
+h5
+ h6
),МПа (6)
также определяем на четырех скоростях.
7. Давление на забое скважины:
РЗ
=( Н+ h2
+ h3
), МПа (7)
где Н – глубина скважины
также определяем на четырех скоростях.
8. Мощность, необходимая для промывки песчаной пробки, определяется по формуле:
N=, кВт (8)
где ηа
- общий механический КПД агрегата ηа
=0,65
Подсчитываем для каждой скорости агрегата Азинмаш-35 имеет максимальную мощность двигателя 110 кВт.
9. Коэффициент использования максимальной мощности промывочного агрегата k определяем из соотношения
k= % (9)
Определяем (kI
;
kII
;
kIII
;
kIV
)
10. Скорость размытого песка Vn
определяется как разность скоростей
Vn
=Vв
- Vкр
;
где Vкр
- скорость свободного падения песчанок Vкр
=0,095 м/с,
Vn
также определяем на четырех скоростях.
11. Продолжительность подъема размытой пробки после промывки ее каждым коленом до появления чистой воды определяется по формуле:
t=; (10)
Подсчитываем для каждой скорости агрегата (I, II, III, IV).
12. Размывающая сила струи жидкости. Силу удара струи промывочной жидкости можно определить по следующей формуле:
Р=2·102
·, кПА; (11)
где Q- подача агрегата берется из таблицы 1,
Р – определяется для каждой скорости.
ЗАДАЧА 2
Выберите способ, жидкость глушения, необходимое оборудование, материалы, их количество для глушения скважины. Составьте схему размещения и обвязки наземного оборудования и план работ. Исходные данные приведены в таблице.
Таблица №4
| Наименование исходных данных
|
Варианты
|
|||||||
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
| Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф
|
1750 |
1875 |
1880 |
1898 |
1910 |
1830 |
1790 |
1920 |
| Диаметр эксплуатационной колонны D, мм |
168 |
146 |
168 |
146 |
146 |
146 |
168 |
168 |
| Диаметр НКТ dнкт
|
73 |
60 |
73 |
60 |
60 |
60 |
73 |
73 |
| Пластовое давление Рпл
|
19,5 |
21 |
22,6 |
18,3 |
23 |
24,2 |
20 |
28 |
| Обводненность nв
|
50 |
25 |
- |
23 |
10 |
5 |
40 |
30 |
| Глубина спуска колонны труб (насоса) L(Lн),м |
1350 |
1100 |
1853 |
1170 |
1890 |
1812 |
1170 |
1300 |
| Способ эксплуатации |
насосный |
Фонтан ный |
насос ный |
фонтанный |
насосный |
|||
| Плотность скважинной жидкости В
|
950 |
900 |
850 |
900 |
860 |
860 |
940 |
930 |
Продолжение таблицы № 4
| Наименование исходных данных
|
Варианты
|
||||||
| 9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
| Расстояние от устья до верхних отверстий фильтра Нф
|
178 0 |
1840 |
1900 |
1820 |
1840 |
1860 |
2000 |
| Диаметр эксплуатационной колонны D, мм |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
146 |
| Диаметр НКТ dнкт
|
73 |
60 |
73 |
60 |
73 |
60 |
60 |
| Пластовое давление Рпл
|
17 |
23 |
23 |
19 |
18,3 |
18,9 |
21,8 |
| Обводненность nв
|
35 |
- |
- |
60 |
20 |
50 |
20 |
| Глубина спуска колонны труб (насоса) L(Lн),м |
1100 |
1817 |
1870 |
1400 |
1810 |
1480 |
1980 |
| Способ эксплуатации |
насосный |
фонтанный |
насосный |
фонтанный |
насосный |
фонтанный |
|
| Плотность скважинной жидкости В
|
930 |
850 |
850 |
980 |
900 |
950 |
920 |
Методические указания к решению задачи.
К решению задачи приступают после изучения техники и технологии глушения скважин.
1. Выбирают способ глушения в зависимости от пластового давления, приемистости и литологии пласта, вида спущенного в скважину оборудования, вида применяемой жидкости.
Глушение может производиться следующими способами:
а) полной заменой скважинной жидкости, если колонна НКТ или хвостовик спущены до продуктивного пласта: башмак колонны НКТ или насос находятся выше пласта, но пласт имеет хорошую проницаемость; при значительной величине пластового давления; поднасосная жидкость может быть продавлена без опасности ухудшения проницаемости ПЗП.
б) Частичной заменой скважинной жидкости (без задавки в пласт), если проницаемость ПЗП низкая и есть опасность загрязнения пласта продавочной жидкостью при небольшой величине пластового давления, при насосном способе эксплуатации.
1.Определяют плотность жидкости глушения из условия создания противодавления на пласт по формуле
при полной замене жидкости
гл
=, кг/м3
где, (0,1…0,25) Рпл
- величина противодавления на пласт согласно требованиям правил безопасности ведения работ, Па.
+ ρсм
, кг/м3
при частичной замене жидкости
3.Выбирают жидкость глушения в соответствии с рассчитанной плотностью и особенностью пласта.
Для глушения применяют жидкости:
а) техническую воду, обработанную ПАВ или пластовую – для пород с проницаемостью более 0,16 мкм2
и пористостью более 16%, плотностью до 1120…1190 кг/м3
;
б) водный раствор хлористого кальция (плотностью до 1396 кг/м3
) хлористого натрия (плотностью до 1175 кг/м3
), обработанные ПАВ;
в) глинистый раствор (плотностью до 1700 кг/м3
) – для песчаных коллекторов с проницаемостью более 0,2 мкм2
;
г) гидрофобно – эмульсионные растворы (ГЭР) – стабилизированные полиамидами и содержащие при необходимости утяжелители (барий, гематит и др.), плотностью от 950 до 2000 кг/м3
– для любого типа коллекторов.
4. Определяют объем жидкости глушения
при полной замене скважинной жидкости:
Vгл
= 0,785·D2
вн
·L·φ, м3
где Dвн
– внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
φ – коэффициент запаса количества жидкости глушения, φ= 1,1,05…1,1
при частичной замене скважинной жидкости:
Vгл
= 0,785·D2
вн
·Lн
·φ, м3
5.Определяют количество материалов для приготовления растворов CaCI2
; Na CI2
или глинистого раствора.
5.1 Количество утяжелителей (CaCI2
; Na CI2,
глины):
Мут
= ·Vгл
, кг
5.2 Количество воды (пресной или пластовой):
Vв
=, м3
;
где, ρут
– плотность применяемого утяжелителя, ρNaCI
= 1850 кг/м3
ρСaCI
= 2200 кг/м3
;
ρгл
= 2700 кг/м3
.
6. Количество жидкости для долива при подъеме НКТ.
без жидкости:
V=, м3
;
с жидкостью:
V=+0,785·d2
вн
L, м3
;
где ρм
– плотность металла, ρм
= 7850 кг/м3
;
dвн
– внутренний диаметр НКТ, м;
МНКТ
– масса колонны НКТ, кг;
МНКТ
= m·L,
где, m – масса 1 n.м. труб, кг/м.
7.Выбирают промывочный агрегат, исходя из необходимого давления на устье при глушении скважины. Обычно Ру
< 5 МПа для условий и Татарии.
8.Количество автоцистерн
nц
= ,
где q – грузоподъемность автоцистерн, т.
9.Составляют схему размещения и обвязки наземного оборудования и план работ при глушении скважин.
ЗАДАЧИ К КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЕ №2
ЗАДАЧА 1
Выберите концентрацию и количество реагентов, необходимое оборудование для проведения соляно кислотной обработки призабойной зоны скважины, составьте план обработки. Данные приведены в таблице №5.
Методические указания к решению задачи.
Для решения задачи необходимо изучить тему и рассмотреть решение типовых задач.
1. Для заданных условий принимают концентрацию кислоты и объем раствора.
2. Определяют общий необходимый объем раствора соляной кислоты:
V= V´·h´м3
где, V´ - расход раствора HCI на 1 м толщины пласта, м3
3. Количество концентрированной товарной соляной кислоты можно найти по формуле:
VK
=, м3
;
где А и В – числовые коэффициенты, определяется по таблице,
х– выбранная концентрация солянокислотного раствора, %
Z – 27, 5 %-ная концентрация товарной кислоты.
Значения коэффициентов А и В:
таблица №5
| z,
|
B, A
|
z,
|
B, A
|
| 5,15 - 12,19 13,19 - 18,11 19,06 – 24,78 25,75 – 29,57 |
214,0 218,0 221,5 226,0 |
29,95 – 31,52 32,10 – 33,40 34,42 - 37,22 - |
227,5 229,5 232,0 - |
4. При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют различные реагенты (1, стр.410), выбирают их концентрацию.
4.1. Ингибиторы в количестве 0,01 % объема кислотного раствора, например, катапин А.
4.2.Стабилизаторы, например, уксусную кислоту в количестве:
VУК
=, дм3
;
где, b – процент добавки уксусной кислоты к объему раствора, принимаем 1,5 %;
с – концентрация уксусной кислоты, принимаем 80%.
4.3. Интенсификаторы, например, марвелан в количестве 1…1,5 % объема солянокислотного раствора.
4.4.Хлористый барий для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом:
Vхб
= 21,3·V , дм3
;
где, а – содержание SO3
в товарной соляной кислоте, а= 0,6 %
ρхб
– плотность хлористого бария, ρ= 4 кг/дм3
.
5. Определяют количество воды необходимое для приготовления принятого объема соляно кислотного раствора:
Vв
= V-Vк
- ΣVр
, м3
;
где ΣVр
- суммарный объем всех добавляемых реагентов к соляно кислотному раствору, м3
6.Определяют количество раствора, закачиваемого при открытой задвижке затрубного пространства (при отсутствии пакера) в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до подошвы пласта:
V'= 0,785d2
об
· d2
вн
(Н - h)+ 0,785D2
А
h.
7.Количество жидкости, которое заканчивают при закрытой задвижке затрубного пространства:
V´´=V - V´, м3
8.Объем продавочной жидкости:
Vпр
=V'
9.Выбирают необходимое оборудование (кислотный агрегат, автоцистерны), его количество, характеристики.
10.Выбирают режим работы агрегата. Для этого, задавшись производительностью агрегата (q) на II, III и IV передачах определяют необходимое давление нагнетания:
РВН
=Рзаб
– Рж
+Ртр
, МПа;
где Рзаб
– максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа,
Рзаб
= Рпл
+q·10-3
·;
Рж
– гидростатическое давление столба продавочной жидкости, МПа
Рж
=pqHф
Принимаем Ртр
= 0,5…1,5 МПа.
Давление, создаваемое насосом, должно быть достаточным для продавки раствора в пласт, т.е. Рнас
≥ Рвн
.
11.Определяют продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:
=(V+Vпр
), ч
таблица №6
| Наименование исходных данных |
Варианты |
|||||||
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
| Глубина скважины Н, м |
1500 |
1540 |
1580 |
1620 |
1660 |
1700 |
1740 |
1780 |
| Эффективная мощность пласта h, м |
10 |
12 |
14 |
16 |
18 |
20 |
10 |
12 |
| Тип и состав породы продуктивного пласта |
Плотные Трещиноватые известняки |
Трещиновато-кавернозные известняки |
||||||
| Проницаемость пород k, мм2
|
0,1 |
0,15 |
0,2 |
0,25 |
0,3 |
0,35 |
0,4 |
0,45 |
| Пластовое давление Рпл
|
14,0 |
14,5 |
15,0 |
15,5 |
16,0 |
16,5 |
17,0 |
14,0 |
| Внутренний диаметр скважины Dд
|
0,215 |
0,215 |
0,215 |
0,215 |
0,215 |
0,215 |
0,215 |
0,215 |
| Диаметр НКТ d,мм |
60 |
73 |
60 |
73 |
60 |
73 |
60 |
73 |
| Температура пласта Тпл,
|
30 |
40 |
30 |
40 |
30 |
40 |
30 |
40 |
| Диаметр водовода dоб
|
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
| Длина водоводаоб
|
30 |
30 |
30 |
30 |
30 |
30 |
30 |
30 |
Продолжение таблицы №6
| Наименование исходных данных |
Варианты |
||||||
| 9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
| Глубина скважины Н, м |
1820 |
1860 |
1900 |
1940 |
1980 |
2000 |
2040 |
| Эффективная мощность пласта h, м |
14 |
16 |
18 |
20 |
10 |
12 |
14 |
| Тип и состав породы продуктивного пласта |
Трещиновато-кавернозные известняки |
Доломитизированные песчаники |
|||||
| Проницаемость пород k, мм2
|
0,5 |
0,1 |
0,2 |
0,3 |
0,4 |
0,45 |
0,5 |
| Пластовое давление Рпл
|
14,5 |
15,0 |
15,5 |
16,0 |
16,5 |
17,0 |
17,5 |
| Внутренний диаметр скважины Dд
|
0,215 |
0,215 |
0,215 |
0,215 |
0,215 |
0,215 |
0,215 |
| Диаметр НКТ d,мм |
60 |
73 |
60 |
73 |
60 |
73 |
60 |
| Температура пласта Тпл,
|
30 |
40 |
30 |
40 |
30 |
40 |
30 |
| Диаметр водовода dоб
|
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
60 |
| Длина водоводаоб
|
30 |
30 |
30 |
30 |
30 |
30 |
30 |
ЗАДАЧА 2
Методические указания к решению задачи
К решению задачи приступают после изучения техники и технологии цементирования скважин и решения типовых задач.
1.Выбирают тампонажный цемент в зависимости от температуры на забое скважины и определяют время начала схватывания с момента затворения.
2. Определяют объем колонны заливочных труб:
V3
= 0,785·d2
з.вн
·L·β, м 3
,
где dз.вн
– внутренний диаметр заливочных труб, м;
β - коэффициент сжимаемости продавочной жидкости, равный 1,01…1,10.
3.Определяют время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА – 320М на III скорости при диаметре втулок 100 мм:
Т3
= , мин.
где qIII
- подача цементировочного насоса 9Т на III скорости, равная 5,2 дм3
/с.
4.Время вымыва излишка тампонажного раствора при обратной промывке при работе агрегатом ЦА – 320М на IV скорости:
Тв
= , мин.
где qIV
= 7,9 дм3
/с.
5.Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт:
Т = Тдов
– (Т3
+Тв
+То
), мин,
где Тдов
– время начала схватывания,
То
=5…10 мин – время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента.
Таблица № 7
| Наименование исходных данных
|
Варианты
|
|||||||
| 1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
| Глубина скважины Н,м |
1200 |
1300 |
1400 |
1500 |
1600 |
1700 |
1800 |
1900 |
| Диаметр эксплуатационной колонны D, мм |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
| Приемистость скважины q, м3
|
0,2 |
0,3 |
0,4 |
0,2 |
0,3 |
0,4 |
0,2 |
0,3 |
| Диаметр заливочных труб dз
|
73 |
60 |
73 |
60 |
73 |
60 |
73 |
60 |
| Температура на забое tзаб
|
30 |
40 |
50 |
60 |
70 |
80 |
35 |
45 |
| Длина заливочных труб L, м |
1150 |
1250 |
1350 |
1450 |
1550 |
1650 |
1750 |
1850 |
Продолжение таблицы № 7
| Наименование исходных данных
|
Варианты
|
||||||
| 9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
|
| Глубина скважины Н,м |
2000 |
1550 |
1650 |
1750 |
1850 |
1950 |
1450 |
| Диаметр эксплуатационной колонны D, мм |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
| Приемистость скважины q, м3
|
0,4 |
0,15 |
0,25 |
0,35 |
0,15 |
0,25 |
0,35 |
| Диаметр заливочных труб dз
|
73 |
60 |
73 |
60 |
73 |
60 |
73 |
| Температура на забое tзаб
|
55 |
65 |
75 |
85 |
60 |
70 |
80 |
| Длина заливочных труб L, м |
1950 |
1500 |
1600 |
1700 |
1800 |
1900 |
1400 |
Таблица № 8
| Цемент или раствор |
Температура твердения. 0
|
Время начала схватывания после затворения |
Время конца схватывания после затворения |
| Для «холодных» скважин (ХЦ) Для «горячих» скважин (ГЦ) |
22 + -2 75 + -3 |
2 ч 1 ч 45 мин |
10 ч 4 ч 30 мин |
6.Определяют объем тампонажного раствора, который можно закачать в пласт за время Т:
Vтр
= q·T, м3
,
где q- приемистость скважины м3
/мин.
7.Плотность тампонажного раствора:
, т/м3
;
где m – водоцементное отношение (m = 0,4…0,5)
ρц
– плотность цемента, при отсутствии данных можно принять ρц
= 3,15 т/м3
.
8.Определяют количество сухого цемента:
Ц = ·ρтр
·Vтр
, т
9.С учетом потерь цемента при его затворении:
Ц'=K1
·Ц,
где К1
– коэффициент, учитывающий потери при затворении тампонажного материала, принимаем К1
=1,01…1,15.
10.Количество воды для приготовления рассчитанного объема цементного раствора:
Vв
= , м3
;
где К2
– коэффициент, учитывающий потери жидкости при затворении К2
=1,05…1,10.
11.Объем продавочной жидкости берется в объеме заливочных труб:
Vпр
=Vз
,
12.Число цементосмесительных машин определяется весом сухого цемента и вместимостью бункера одной машины:
n=,
где qб
– вместимость бункера, qб
=10 т.
13. Определяют количество автоцистерн, исходя из объемов жидкости затворения и продавочной жидкости.
14. Составляют схему размещения оборудования на устье скважины при закачке цементного раствора.
ЛИТЕРАТУРА
Основная
1. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1989.
2. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1978.
3. Бухаленко Е.И. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. - М.: Недра, 1990.
4. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. - М.: Недра, 1985.
5. Сулейманов А.В. Техника и технология капитального ремонта скважин. - М.: Недра, 1984.
6. Амиров А.А., Карапетов К.А. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин. - М.: Недра, 1979.
7. Лапшин В.И. Поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт. – М.: Недра, 1986
8. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин. - М.: Недра, 1986.
9. Молчанов А.Г., Чичеров В.П. Нефтепромысловые машины и механизмы. - М.: Недра, 1983.
Дополнительная.
1. Бухаленко Е.И. Оборудование и инструменты для ремонта скважин. - М.: Недра, 1991.
2. Гасанов А.П. Аварийно-восстановительные работы в нефтяных и газовых скважинах. - М.: Недра, 1992.
3. Лаврушко П.Н. Подземный ремонт скважин.-М.: Недра, 1968.
4. Блажевич В.А., Умбетов В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. - М.: Недра, 1985.
5. Сулейманов А.В. Практические работы при текущем и капитальном ремонте скважин. - М.: Недра, 1987.
6. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974.
7. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Б.Г. Техника и технология промывки скважин. - М.: Недра, 1985.
8. Муравьев В.М. Справочник мастера по добыче нефти М.: Недра, 1976.