|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
|
|
Архитектура Аудит Военная наука Иностранные языки Медицина Металлургия Метрология Образование Политология Производство Психология Стандартизация Технологии |
Краткая характеристика работыСтр 1 из 3Следующая ⇒
Практическая работа № 2 Тема: «Глушение скважин» Введение Глушение скважин является одной из самых массовых, и вместе с тем одной из самых проблемных технологических операций, проводимых на нефтяных скважинах. В целом в любой нефтяной компании ущерб от применения традиционных жидкостей глушения (ЖГ), не отвечающих геологическим условиям нефтяных месторождений, может составить значительную величину, что проявляется в следующих осложнениях: - увеличение срока вывода на режим скважин после ремонта, приводящем к сокращению общего рабочего времени и общей добычи нефти; - снижение продуктивности скважин после некачественного глушения; - нефтегазопроявлениях в ходе ремонта и повторных глушениях, которые приводят к простоям бригад КТРС, т.е. неэффективному использованию людских ресурсов и техники, приводящие в свою очередь, к простоям других скважин в ожидании ремонта; - в некоторых случаях физическая невозможность глушения скважи-ны и проведения ремонта. Краткая характеристика работы Особую актуальность приобретает проблема проектирования состава растворов и технологий глушения скважин, позволяющих при выполнении основной технологической задачи сохранять характеристики призабойных зон пласта (ПЗП). В процессе взаимодействия некачественных ЖГ и их фильтрационно-емкостных характеристик коллектора вследствие гидратации и набухания минералов глинистого цемента, кальматации каналов взвешенными частицам, соединениями железа, кальция, отложениями неорганических солей и асфальтосмолистых и парафиновых веществ (АСПО), образования водонефтяных эмульсий, а также возникновения «водяных мостов». Вопросы квалифицированного подбора рецептуры ЖГ и их качественной подготовки особенно актуальны, когда в ходе интенсификации разработки месторождений широко применяется форсированный отбор жидкости. Эти мероприятия сопровождаются большим числом операций по глушению скважин перед сменой погружных насосов. При этом практика показывает, что форсированный отбор жидкости часто приводитпонижению пластового давления и осложнению условий глушения скважин. Учитывая важность проблемы, возникает необходимость в переосмыслении процесса глушения и проведении ряда мероприятий по улучшению качества глушения скважин. Поэтому необходимы четкие представления о необходимых параметрах процесса глушения, знание современных технологий, средств подготовки и закачки растворов глушения, их свойств. В соответствии с решаемыми задачами технологии глушения скважин должны соответствовать следующим критериям качества процесса: § надежность глушения на период подземного и капитального ремонтов скважин; § минимальное влияние ЖГ на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта (ПЗП); § экологическая чистота и соответствие современным требованиям к охране труда рабочего персонала; § соответствие экономическим требованиям – относительно низкая стоимость, доступность ЖГ и их компонентов.
Цель работы ???????????????????????? Технология глушения скважины Расстановка техники Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Агрегаты устанавливаются с подветренной стороны. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м. Выхлопные трубы должны быть оборудованы глушителями и искрогасителями. НЕ ДОПУСКАТЬ установку агрегата под ЛЭП. Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.
Давление определяется при помощи манометра по показаниям стрелки. На манометре должна быть установлена контрольная стрелка показывающая максимальное рабочее давление. Манометр выбирается так, чтобы предполагаемые показания рабочего давления находились в средней трети шкалы манометра.
Сборка линий Испытание на герметичность После сборки линий производится испытание линий на герметичность. Закрывается задвижка на ФА; - удаляется персонал из опасной зоны; - по команде руководителя работ начинется нагнетание жидкости в напорные линии до 1, 5-кратного значения ожидаемого рабочего давления (указано в плане работ); - линии считаются герметичными, если в течение 3-х минут давление опрессовки не падает. В случае обнаружения пропусков, давление снизить до атмосферного, произвести устранение пропусков и повторить опрессовку снова. Закачка раствора глушения Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство. Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт.
Перед началом закачки жидкости в скважину открыть задвижку на ФА. При закачке необходимо следить за показаниями манометров и целостности нагнетательных линий. ЗАПРЕЩЕНО находиться в зонах близлежащих к нагнетательным линиям. Производится закачка запланированного объема задавочной жидкости. Если производится глушение в два и более циклов, то скважина закрывается и ставится на отстой на время указанное в плане. Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.
Требования к жидкостям глушения
Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения заканчивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство. Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным. Расход жидкости глушения должен выбираться большим, чем производительность скважины, путем регулирования скорости закачки или штуцированием задвижки - для создания противодавления на пласт. Глушение скважины допускается при полной или частичной замене скважинной жидкости с восстановлением или без восстановления циркуляции. Если частичная замена скважинной жидкости недопустима, заполнение колонны жидкостью глушения осуществляется при ее прокачивании на поглощение. Требуемую плотность жидкости глушения определяют из расчета создания столбом жидкости глушения давления, превышающего текущее пластовое в соответствии с требованиями ПБНГП. Не допускается отклонение величины плотности жидкости глушения от установленных проектом величин более чем на ± 20 кг/м3. Таблица 1
Жидкость для глушения скважин должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами, должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами. Фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды. Жидкость глушения не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид» Жидкость глушения не должна содержать механических примесей с диаметром частиц более 2 мкм. Общее содержание мехпримесей не должно превышать 0, 020г/л. (20млг/литр) Жидкость глушения не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода. Жидкость для глушения должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0, 1 мм/год. Жидкость должна быть термостабильной при высоких температурах и не кристаллизоваться на поверхности в зимних условиях. Жидкость глушения должна быть негорючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной. Жидкость должна быть технологичной в приготовлении и использовании. Плотность и вязкость жидкости глушения должны регулироваться. На месторождениях с наличием сероводорода жидкости глушения должны содержать нейтрализатор сероводорода. Выбор жидкости глушения, а также способов их приготовления (с содержанием твердой фазы на основе минеральных солей, на углеводородной основе, пены) осуществляется в зависимости от горно-геологических и технологических условий работы скважины.
И условий применения Таблица 3
Количество циклов глушения О пределяется глубиной спуска оборудования. В 1 цикл глушатся скважины при следующих условиях: 1. При НКТ, спущенных до интервала перфорации, или находящихся не выше 100 метров от него, глушение производится в один цикл. (фонтанная скважина или скважина, оборудованная ШГН с хвостовиком до забоя) 2. Скважины, эксплуатируемые в интенсивном режиме, с ЭЦН, установленным выше 100м от интервала перфорации при условии высокой приемистости скважины и возможности продавки нижерасположенной жидкости в пласт (0% обводненности). Особый случай глушения в 1 цикл. 3. При высокой (более 50%) обводненности продукции, когда жидкость под насосом представлена чистой пластовой водой, при условии оставления скважины на отстой для оседания ЖГ. Глушение производится в один цикл, но жидкость глушения берется с завышенной плотностью. В два цикла глушат скважины с насосным оборудованием, расположенным выше 100м над интервалом перфорации, когда закачка жидкости глушения на поглощение невозможна. Методика расчёта Объем второго цикла рассчитывается из условия, что он должен быть не менее внутреннего объема эксплуатационной колонны за вычетом объема НКТ в интервале от устья до глубины спуска ГНО (башмак НКТ). Т.е. он должен обеспечивать полную смену жидкости в ходе промывки в указанном объеме. Величина запаса жидкости глушения составляет 10% от объема.
Пример Расчета требуемой плотности жидкости глушения 1. Расстояние от устья скважины до верхних отверстий перфорации Н=2500м Пластовое давление Р = 270 атм. (27 Мпа) Коэффициент безопасности работ 0, 05 рж= 27, 0*(1+0, 05)/2500*9, 8*10-6 = 1157 кг/м3
2. Пластовое давление 28, 5 МПа Запас безопасности 0, 05 Глубина спуска насоса 2300м Расстояние от устья до верхних отверстий перфорации 2600м Под насосом находится пластовая вода pж=1030кг/м3 Давление, создаваемое поднасосной жидкостью: Рн = 1030*9, 8*(2600-2300)=3028200 Па = 3, 03 Мпа Плотность жидкости глушения: р ж = (28, 5*(1+0, 05)-3, 03) / 2600*9, 8*10-6 =1055, 5 кг/м3
3. Скважина заглушена жидкостью плотностью 1030 кг/м3, тем не менее, на буфере скважины отмечено избыточное давление в 25 атмосфер (2, 5 МПа). Рассчитать реальную необходимую плотность жидкости глушения, если расстояние от устья скважины до верхних дыр перфорации по вертикали равно 2450 метров. Рзаб= р*g*H = 1030*9, 8*2450*10-6 =24, 73 МПа
p ж = (2, 5 + 24, 73)*1, 05 / 2450*9, 8*10-6= 1191кг/м3
Пример Расчет необходимого объема жидкости глушения Диаметр эксплуатационной колонны скважины Dн=146мм. внутренний D=126мм. Диаметр спущенных НКТ d=73мм. Внутренний диаметр d1=62мм. Глубина спуска Нсп=2435м Глубина скважины H=2604м. Рассчитаем объем, занимаемый металлом НКТ:
Vнкт = 2435*3, 14*(0, 0732-0, 0622) / 4 =2, 84 м3
Рассчитаем объем внутреннего пространства эксплуатационной колонны: Vэк=2604*3, 14*0, 1262 / 4 = 32, 45 м3 Рассчитаем объем жидкости глушения:
Vжг=1, 1*(2, 84 + 32, 45)=38, 8 м3
Пример Регулирование свойств жидкости глушения На скважину завезен раствор с плотностью Рисх = 1180 кг/м3 Рв = 1010 кг/м3 Задача – снизить плотность раствора до 1100кг/м3 Количество добавляемой воды в литрах
G = 1010*(1180 – 1100)/(1100-1010) = 1010*0, 89 = 899 литров Задание Произвести расчет плотности и необходимого объема жидкости для глушения скважины, отрегулировать плотность раствора до 1050 кг/м3. Сделать вывод на основе изученного теоретического материала и расчетных данных работы, выбрать ЖГ. Дать характеристику выбранному оборудованию для процесса глушения. Исходные данные по вариантам в табл. 7 и 8. Варианты в таблице 7 и 8. Из табл. 7 берутся данные по последней цифре зачетной книжки, а из табл. 8 – по предпоследней цифре зачетной книжки.
Таблица 7
Таблица 8
Практическая работа № 2 Тема: «Глушение скважин» Введение Глушение скважин является одной из самых массовых, и вместе с тем одной из самых проблемных технологических операций, проводимых на нефтяных скважинах. В целом в любой нефтяной компании ущерб от применения традиционных жидкостей глушения (ЖГ), не отвечающих геологическим условиям нефтяных месторождений, может составить значительную величину, что проявляется в следующих осложнениях: - увеличение срока вывода на режим скважин после ремонта, приводящем к сокращению общего рабочего времени и общей добычи нефти; - снижение продуктивности скважин после некачественного глушения; - нефтегазопроявлениях в ходе ремонта и повторных глушениях, которые приводят к простоям бригад КТРС, т.е. неэффективному использованию людских ресурсов и техники, приводящие в свою очередь, к простоям других скважин в ожидании ремонта; - в некоторых случаях физическая невозможность глушения скважи-ны и проведения ремонта. Краткая характеристика работы Особую актуальность приобретает проблема проектирования состава растворов и технологий глушения скважин, позволяющих при выполнении основной технологической задачи сохранять характеристики призабойных зон пласта (ПЗП). В процессе взаимодействия некачественных ЖГ и их фильтрационно-емкостных характеристик коллектора вследствие гидратации и набухания минералов глинистого цемента, кальматации каналов взвешенными частицам, соединениями железа, кальция, отложениями неорганических солей и асфальтосмолистых и парафиновых веществ (АСПО), образования водонефтяных эмульсий, а также возникновения «водяных мостов». Вопросы квалифицированного подбора рецептуры ЖГ и их качественной подготовки особенно актуальны, когда в ходе интенсификации разработки месторождений широко применяется форсированный отбор жидкости. Эти мероприятия сопровождаются большим числом операций по глушению скважин перед сменой погружных насосов. При этом практика показывает, что форсированный отбор жидкости часто приводитпонижению пластового давления и осложнению условий глушения скважин. Учитывая важность проблемы, возникает необходимость в переосмыслении процесса глушения и проведении ряда мероприятий по улучшению качества глушения скважин. Поэтому необходимы четкие представления о необходимых параметрах процесса глушения, знание современных технологий, средств подготовки и закачки растворов глушения, их свойств. В соответствии с решаемыми задачами технологии глушения скважин должны соответствовать следующим критериям качества процесса: § надежность глушения на период подземного и капитального ремонтов скважин; § минимальное влияние ЖГ на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта (ПЗП); § экологическая чистота и соответствие современным требованиям к охране труда рабочего персонала; § соответствие экономическим требованиям – относительно низкая стоимость, доступность ЖГ и их компонентов.
Цель работы ???????????????????????? Популярное:
|
Последнее изменение этой страницы: 2016-08-24; Просмотров: 2396; Нарушение авторского права страницы
Определение давления