Капитальный ремонт скважин: Методические указания к выполнению курсовой работы. Часть 2

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

МЕТОДИЧЕСКОЕ УКАЗАНИЕ к выполнению курсовой работы по дисциплине «Капитальный ремонт скважин» для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» специализации 090803 «Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения. Часть II.

Тюмень 2002 1

Утверждено редакционно-издательским советом Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Методическое указания содержит примерную тематику курсовых работ, выполняемых на основе индивидуального задания. Курсовая работа имеет своей целью закрепить у студентов лекционный материал по дисциплине «Капитальный ремонт скважин», научить их успешно изучать и эффективно применить в курсовой работе современные технологии и технические средства по ремонту и восстановлению бездействующих скважин.

Составители:

Зозуля Г.П., д.т.н., профессор Герасимов Г.Т., к.т.н., доцент Тулубаев А.Б., ассистент Листак М.В., ассистент

© Тюменский государственный нефтегазовый университет 2002 г. 2

2.4.1.4 Выбор компонентного состава жидкости глушения С целью сохранения коллекторских свойств высоконапорных продуктивных горизонтов за счет исключения необратимой кольматации пор частицами твердой фазы и предотвращения гидратации глинистых минералов в качестве ЖГ используется в основном, водный раствор хлорида кальция (СаСl2) и нитрата кальция (кальциевой селитры) плотностью до 1600 кг/м3. Минимальной температурой кристаллизации обладают растворы с соотношением солей 1 : 1, с небольшим преобладанием Ca(NO3)2. Неочищенные рассолы плотностью 1600 кг/м3, содержащие до 1% примесей из технических солей, имеют температуру кристаллизации в пределах от - 8 до - 16 °С. Та кие же рассолы плотностью 1500 кг/м3 кристаллизуются при температуре - 33°С, а плотностью 1400 кг/м3 - при -58°С. Достаточная коррозионная инертность рассола обеспечивается введением едкого натра (Na2СО3) до значений рН=7 - 8. Если длительность ремонтных работ превышает 30 суток, то необходимо в жидкость глушения ввести 0,2 % ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза) или добавить ингибитор коррозии (0,2 %) КПИ-3. Пример Требуется провести расчет компонентного состава ЖГ на основе смеси CаCl2 и Са(NO3)2 полученной плотностью 1277 кг/м3, если температура на поверхности минус 20°С, на забое 76°С, среднегодовая температура на поверхности земли (устье) равна 0 градусов 0С. 1. Определяем среднюю температуру в скважине и необходимую плотность ЖГ на поверхности при 20°С:

t ср = 0,5 ⋅ (t з + t у ) = 0,5 ⋅ (76 + (0 )) = 38 0С где

(14)

tз - статическая температура на забое скважины, °С; ty - температура на устье скважины, °С.

2. Определяем плотность ЖГ для условий ее приготовления на поверхности:

ρ n = ρ + (t ср − t n ) ⋅ k = 1277 + (38 − 20 ) ⋅ 0,68 = 1289 кг/м3 где

(15)

ρп - плотность ЖГ на поверхности при температуре tп, кг/м3; tп - температура на поверхности земли, °С; tcp - средняя температура в скважине, °С; 3

К - температурный поправочный коэффициент, определяется по со ответствующей методике 1.1. ориентировочно можно принять К = 0,68. 3. Определяем процентное содержание компонентов, обеспечивающее минимальную температуру кристаллизации жидкости: СаС12 - 26,5 % Ca(N03)2 - 28,0 % Н20 - 45,5 %. 4. Определяем расход материалов для определения 1 м3 жидкости глушения (рассола): 1289 ⋅ 26 ,5 СaCl 2 = = 341,6 кг 100 Ca( NO3 )2 =

1289 ⋅ 28,0 = 360 кг 100

1289 ⋅ 45,5 = 586 ,5 кг 100 по соответствующей методике определяем содержание влаги в применяемых солях /1/. Находим, например, что содержание влаги в CaCl2 - 20 %, в Са(NО3)2 – 14%. H 2O =

5. Определяем расход солей для приготовления 1 м3 ЖГ с учетом содержания влаги в солях: СaCl 2 =

341,6 ⋅ 100 = 427 кг 100 − 20

Ca ( NO3 )2 =

360,9 ⋅ 100 = 419,6 кг 100 − 14

H 2 O = 1289 − (427 + 419,6 ) = 442,4 кг 6. Определяем объем скважины из условия, что средняя толщина стенки эксплуатационной колонны равна 8 мм Vскв =

π ⋅ d эк2 4

⋅ hтр = 0,785 ⋅ 0,130 2 ⋅ 3,210 = 42,6 м3

4

7. Определяем необходимый объем жидкости глушения с учетом условия: • приготовление жидкости глушения равному двойному объему скважины; • коэффициента потерь К= 1,1 V жг = 2 ⋅ Vскв ⋅ К = 2 ⋅ 42,6 ⋅ 1,1 = 93,72 8. Находим потребное количество материалов для приготовления 93,7 м ЖГ. СaCl 2 = 427 ⋅ 93,7 = 40009,9 кг 3

Ca ( NO3 )2 = 419,6 ⋅ 93,7 = 39316 ,5 кг

H 2 O = 442,4 ⋅ 93,7 = 41452,9 м3 Результаты расчета приводим в таблице 16. Таблица 16 - Результаты расчета.

Материал CaCl2 Ca(NO3)2 H2O

Расход солей Расход материалов для приготовна 1 м3рассола ,кг ления 1 м3 на кг 341,6 360,9 586,5

427,0 419,6 442,4

Потребное кол-во материалов для приготовления 93,7 м3 ЖГ, кг 40009,9 39316,5 41452,9

2.4.2 ГИДРАВЛИЧЕСКИЙ РАЗРЫВ ПЛАСТА

Все более распространенной технологией интенсификации нефтедобычи и увеличения коэффициента нефтеизвлечения для малодебитных скважин, низкообводненных скважин, эксплуатирующих неоднородные продуктивные пласты с низкими фильтрационно-емкостными характеристиками, стала технология гидравлического разрыва пласта (ГРП). Технология ГРП опробована почти во всех отложениях Западной Сибири, начиная от верхнемеловых до юрских. Одним из недостатков ГРП является то, что при распространении трещины по пласту ориентация и направление ее распространения обусловлены напряженным состоянием пород и не контролируется технологически. В результате этого трещина уходит за пределы продуктивного пласта, что снижает эффективность ГРП, а в случае наличия вблизи про-

5

дуктивного водоносного пласта способствует быстрому обводнению скважины. В связи с этим перед проведением ГРП рекомендуется провести глубокую кислотную обработку пласта. В настоящее время скважины для проведения ГРП выбирают по следующим основным критериям: • Дебит жидкости – до 10 м3/сут; • Перфорированная мощность – не менее 3 м.; • Обводненность – менее 30%; • Остаточные извлекаемые запасы – не менее 70% начальных. Произведем расчет процесса ГРП (Желтов С.А., Беренблат В.М.) используя исходные данные (таблица 17). Таблица 17 - Исходные данные для расчета ГРП.

Глубина скважины

Обозначение 2 L

Диаметр скважины

D

м

Вскрытая толщина пласта

h

м

Средняя проницаемость

K

м2

Модуль упругости пласта

E

Па

Коэффициент Пуассона Средняя плотность пород над продуктивным пластом Ускорение свободного падения

ν

Показатель 1

Величина 3

Ед.из м. 4 м

ρп

кг/м3

g

м/с2 кг/м3

Вязкость жидкости разрыва

ρр η

Пористость трещины после закрытия

mт

Па×с %

Концентрация песка в жидкости разрыва

c

кг/м3

Внутренний диаметр НКТ

dв

м

Плотность проппанта

ρпп

кг/м3

Плотность жидкости разрыва

Определим вертикальную составляющую горного давления Ргв

Р гв = ρ п ⋅ g ⋅ L где

(16) 3

ρ п − средняя плотность вышележащих пород, кг/м .

6

Горизонтальную составляющую горного давления рассчитываем по следующей формуле: Рг = где

Р гв ⋅ ν (1 − ν )

(17)

ν = 0,3 - коэффициент Пуассона; Давление ГРП на забое скважины: Р з = Рг + Б р

где

(18)

Б р = 6 - предел прочности пород продуктивного пласта на разрыв

(определяется по графику /2/), МПа. Давление на устье скважины при ГРП определяется Р у = Р г + Р тр + Б р − Р пл где

(19)

Ртр - потери давления в системе обвязки и трубах (ориентировочно

можно принять Рнкт=0,2 МПа на 100м НКТ), МПа; Pпл = 27 ,0 МПа - пластовое давление. Общий объем жидкости для проведения процесса ГРП определяется по формуле: V = V пр + V жр + V п где

(20)

3

Vжр − объем жидкости разрыва,м ; 3

Vпр − объем продавочной жидкости ,м ; 3

Vп − объем жидкости песконосителя ,м .

Объем жидкости разрыва определяется из условия Vжр = 2 м3 на 1 м эффективной толщи продуктивного пласта. Общий объем продавочной жидкости

V пр =

к ⋅ π ⋅ d вн ⋅ H нкт 4 7

(21)

где к = 1,3 - коэффициент, учитывающий превышение объема жидкости над объемом труб; d вн − внутренний диаметр НКТ, м; Н нкт − глубина спуска НКТ, м. Объем жидкости песконосителя

VП = где

МП КП

(22)

М П = 12 т – масса песка закрепителя; К П = 0 . 56 т/м3 – концентрация песка в 1м3 жидкости песконосителе.

Рассчитаем число насосных агрегатов по формуле:

N1 = где

Q тр Q АГР

+1

(23)

Qтр ≥ 0 ,05 м3/с - требуемый расход;

Q АГР = 0 ,0225 м3/с - производительность насосной установки

«Кардвелл». Число пескосмесительных агрегатов определяет

N2 = где

MП V БУНК

(24)

3

VБУНК = 9 м объем бункера пескосмесительного агрегата.

Продолжительность процесса ГРП выражается уравнением:

t= где

V q

(25)

q = 0 ,0225 м3/с - темп закачки жидкостей ГРП.

8

2.4.3 ВЫБОР ВИДА И СОСТАВА ЖИДКОСТИ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН

Основные жидкости, используемые для капитального ремонта и заканчивания скважин обычно подвергают обработке для придания им стабильности и способности не загрязнять продуктивный пласт (вводят KCl, реагенты стабилизаторы). Их загущяют биополимерами или гидроксиэтил целлюлозой, которые очень мало загрязняют продуктивный пласт. Вводят ПАВ для регулирования характера смачиваемости поверхности породы. Жидкости для капитального ремонта должны быть тщательно отфильтрованы для того, чтобы они не загрязняли продуктивный пласт. Ниже перечислены факторы, которые нужно учитывать при выборе жидкости для КРС: а) Поддержание нормального состояния ствола скважины; - величина пластового давления; - фильтроотдача; - размещение в заданном интервале; - вынос твёрдых частиц при циркуляции; б) Загрязнение продуктивного пласта. - проникновение в пласт твёрдых частиц или перемещение твёрдых частиц в поровых каналах; - взаимодействие с частицами глинистых минералов; - изменение относительной проицаемости; - изменение характера смачиваемости породы; - выпадение твёрдых продуктов; - растворение в) Стабильность, поддержание заданных свойств. - влияние химического и бактериологического факторов; - механические свойства; г) Наличие (доступность) - количество или качество; - транспортировка, хранение, способы работы с жидкостью; - стоимость. д) Утилизация - обработка и хранение для повторного использования; - влияние на окружающую среду, токсичность. Приведем пример расчёта

1. Определяем массу воздушной фазы. Производительность компрессора УКП-80 равна 8м3/мин или 0,133 м3/с. Плотность воздуха при нормальных условиях составляет 1,29 кг/м3. Тогда: 9

М 2 = ρ 2 ⋅ V2

(26)

М2 = 0,133·1,29 = 0,172 кг/с 2. Определяем отношение масс:

M2 M1 0,172 = 0,03 δ= 5,5

δ=

(27)

3 Определяем массу жидкой фазы Принимаем расход воды для аэрации 3 м3/10 мин = 0,005 м3/с; плотность жидкой фазы с твёрдыми добавками – p = 1100 кг/м3 Тогда: M 1 = ρ 1 ⋅ V1 (28)

М1=1100·0,005=5,5 кг/с 4. Предельная величина растворимости воздуха в воде находится приближённо. Известно, что максимальная растворимость природного газа в 1 м3 воды при забойном давлении Р = 350 кгс/см2 и температуре t = 1200С составляет 4 м3/м3. Эту величину и следует принять, хотя растворимость воздуха значительно ниже. Объём воды плотностью 1000 кг/м3 берётся при температуре t = 15ºС и давлении 1 кгс/см2. Масса данного киломоля воздуха равна 29 кг/кмоль. Следовательно

С=

С=

Mr ⋅G ⋅ P ρ1 ⋅ R ⋅ T

(29)

29 ⋅ 4 ⋅ 1 = 0,005 1000 ⋅ 289 ⋅ 0,082

5. Находим мольную долю водяного пара в забойных условиях. По формуле Осборна-Майерса давление насыщенных паров принято 1 кгс/см2 имеем

ϕ=

Pн Pз

(30) 10

ϕ=

1 = 0 ,03 350

6 Рассчитываем концентрацию воды в газовой фазе.

1

K=

1−ϕ M2 ⋅ 1+ ϕ M3 1 К= = 0,002 1 − 0,003 29 1+ ⋅ 0,003 18

(31)

7 Плотность газовой фазы в забойных условиях определяется приближённо как отношение массы одного киломоля воздуха к мольному объёму воздуха, равному 0,2 м3/кмоль.

M2 V 29 ρ2 = = 145 кг/м3 0,2 8 Определяем величину β

ρ2 =

β=

ρ 1 δ ⋅ (1 − C ) − C ⋅ ρ 2 (1 − K ) ⋅ (1 + δ )

β=

1100 0,03(1 − 0,005) − 0,005 ⋅ = 0,18 145 (1 − 0,002) ⋅ (1 + 0,03)

(32)

(33)

9 Рассчитываем плотность аэрированной суспензии при давлении 350 кгс/см2 и температуре 120ºС.

ρ=

ρ1 + β ⋅ ρ 2 1+ β

ρ=

1100 + 0,18 ⋅ 145 = 954 кг/м3 = 0,954 г/см3 1 + 0,18

(34)

11

2.4.4 ГИДРОПЕСКОСКОСТРУЙНАЯ ПЕРФОРАЦИЯ СКВАЖИН

Наиболее эффективным способом вскрытия продуктивных отложений является гидропескоструйная перфорация (ГПП). Имея максимальную среди известных способов, глубину проникновения в пласт, ГПП позволяет увеличить приведенный радиус скважины. Однако в производственных условиях в условиях геологоразведочных работ провести гидропескоструйную перфорацию в полном объеме с подготовкой специальных жидкостей носителя и расклинивающего агента, пескосмесительного агрегата, нескольких насосных агрегатов и т.д. чрезвычайно сложно. Поэтому чаще всего ГПП проводят по следующей схеме. В скважину спускают стандартный гидроперфоратор, оставив в нем незаглушенными лишь два отверстия, и проводят резку колонны с использованием глинистого раствора, утяжеленного баритом. Так как абразивность барита ниже, чем у песка, продолжительность резки увеличивают в два раза. Существенным недостатком этого способа является ухудшение естественной проницаемости породы вблизи стенок образующегося канала перфорации вследствие проникновения в пласт фильтрата глинистого или любого другого раствора. Перед проведением ГПП определяется темп закачки (расход) в процессе перфорации 20 g ⋅ ΔP (35) Q = 100 ⋅ n ⋅ ϕ ⋅ f 3 10 ⋅ ρ см где

n − число насадок, шт; ϕ = 0 ,82 − коэффициент скорости закачки; f − площадь сечения насадки, см2; ΔP = 15 МПа - перепад давления в насадке; ρ см − плотность смеси, кг/м3.

ρ см = с ⋅ ( ρ п − ρ в ) ⋅ ρ в где

с − объемная доля смеси воды с песком, %; 3 ρ п − плотность песка, кг/м ; ρ в = 1000 кг/м3- плотность воды.

С= где

(36)

С0 С 0 + 100 ρ в

(37)

С0 = 100 кг/м3 - массовая доля песка.

12

Определяется необходимое количество жидкости для ГПП, которое равно суммарному объему скважины Vcкв , объему жидкости с учетом фильтрации ее в пласт ( 0 ,3 ⋅ Vcкк ) , объему жидкости равному объему скважины для промывки после ГПП.

Q ж = 2,3 ⋅ V ⋅ H где

(38) 3

V − объем 1 м погонного эксплуатационной колонны, м ; H − глубина перфорации, м.

Определяется количество песка Qп .

Q п = 1,3 ⋅ Vcкв ⋅ С 0

(39)

Определяется количество агрегатов n=

Q +1 Qагр

(40)

Определяется предельно допустимая (безопасная) глубина спуска НКТ при циркуляции в скважине G стр L=

где

к

− Fвн ⋅ Р у

(41)

qТ

Gстр = 387 ⋅ 10 3 - страгивающая нагрузка в резьбовых соединениях

НКТ 73 марки стали К; к = 1,3-1,5 Н - коэффициент запаса прочности; Fвн = 0 ,00273 м2 - площадь внутреннего сечения НКТ 73 × 7мм; Pу − давление на устье скважины при работе агрегатов, МПа; qТ − вес 1 м труб с муфтами без учета потери веса в жидкости, Н/м. Определяется максимально возможная глубина спуска НКТ при отсутствии циркуляции (при поглощении) G cтр

− Fвн ⋅ Р у к L = qТ + Fвн ⋅ ρ см ⋅ g '

13

(42)

Определяются гидравлические потери Р:

P = Pг + Р н + Р П + Р к где

(43)

Рк − потери давления в трубах, МПа; Рн − потери давления в насадках, МПа; Р П = 3 ,5 МПа - потери давления в полости, образованной абразивной

струей жидкости, МПа; Рк − в кольцевом пространстве, МПа. Перепад давления в трубах определяется из выражения: РТ = 8,1 ⋅ 10 ⋅ λТ ⋅ ρ см ⋅ 6

где

d 5 вн

(44)

λТ = 0 ,035 − коэффициент трения при движении воды в НКТ 73 мм; d вн = 0 ,052 м - внутренний диаметр НКТ.

Рк =

где

Q2 ⋅ H

8,05 ⋅ 10 6 ⋅ λ к ⋅ ρ см ⋅ Q 2 ⋅ H 2

( D 2 в − d н ) 2 ( Dв − d н )

(45)

λк = 0 ,04 − коэффициент трения в кольцевом пространстве; Dв = 0 ,152 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны; d н = 0 ,073 м - наружный диаметр НКТ.

Допустимое устьевое давление Ру определяют из выражения

Ру = где

QСТР (QТ ) − qT ⋅ L ⋅ g ; n ⋅ FB

(46)

qт =11,39 кг/м - масса 1 метра НКТ 73 × 7,0; L - длина колонны НКТ, м; n - коэффициент запаса прочности (n = 1,32); Fв - площадь проходного канала труб, м2. Для определения удлинения колонны используем формулу Гука:

ΔL =

G⋅L E ⋅ fТ

(47)

14

где

G − сумма усилий, действующих на колонну НКТ, мм.

G = qТ

Р тр L − Pk f н + f вн ( Р у − ) 2 2

(48)

При отсутствии циркуляции жидкости:

G ' = q'Т где

Р тр L + f вн ( ρ см gL + Pу − ) 2 2

(49)

q'Т − вес в воздухе 1 м труб с муфтами, Н; f н − площадь поперечного сечения трубы по наружному диаметру,

м2; Ртр − потери давления в трубах, Па; L − глубина спуска колонны НКТ, м; f вн − площадь проходного сечения НКТ, м2; Е = 20 ,6 МПа - модуль упругости стали 2 fТ − площадь поперечного сечения тела трубы, м . 2.4.5 ГАЗЛИФТ И ЕГО РАСЧЁТ

Обычно газлифтный способ эксплуатации применяют, когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидкости из пласта на поверхность и естественное фонтанирование скважины прекратилось. При газлифтном способе эксплуатации, газ, поступающий с поверхности, вводится в поток пластовой жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси уменьшается и давление на кровле нефтяного пласта оказывается достаточным не только для обеспечения заранее выбранного отбора жидкости, но и для создания на устье необходимого напора для транспортировки продукции до сборного пункта. Основными достоинствами газлифтного способа являются: 1. Простота конструкции оборудования; в скважину не спускаются трущиеся, а, следовательно, и быстроизнашивающиеся механизмы; 2. Расположение всего оборудования на поверхности и доступность его для обслуживания; 3. Возможность отбора больших количеств жидкости; 4. Простота регулирования дебита скважин; 5. Возможность предупреждения пробкообразования в процессе эксплуатации;

15

Для извлечения определенного количества жидкости необходимо рассчитать: • Длину подъемника; • Наивыгоднейший диаметр труб; • Наиболее выгодное количество нагнетаемого рабочего агента. Для максимального отбора жидкости необходимо создать, возможно, меньшее давление на забой. Исходя, из этого глубина спуска компрессорных труб должна быть максимальной. Однако спускать трубы до забоя, т.е. до нижних отверстий фильтра и ниже в зумпф, нельзя, так как газ, нагнетаемый, в кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ будет препятствовать притоку жидкости из пласта в скважину. Поэтому рекомендуется спускать НКТ до верхних отверстий фильтра и даже несколько выше их. Длина подъемника определяется по формуле:

L=H − где

Pзаб − Р1 ρ⋅g

(50)

Р1 – давление у башмака, МПа.

Р1 = ρ ж ⋅ g ⋅ h1 где

(51) 3

ρ ж − плотность жидкости в колонне, кг/м ; h1 − расстояние от статического уровня до башмака НКТ или

рабочего клапана, м. Находим внутренний диаметр труб подъемника

d = 400 где

ρж ⋅ L Р1 − Р у

3

ρж

Q ⋅ g ⋅ L − Р1 + Р у

(52)

Р у − устьевое давление, МПа; 3

Q − проектный дебит скважины по жидкости, м /с.

Удельный расход газа рассчитываем по формуле:

Rф =

0,388 ⋅ L ⋅ ( ρ ж ⋅ g ⋅ L − Р1 + Р у ) d

0.5

Р ⋅ ( Р1 − Р у ) ⋅ lg⋅ ( 1 ) Ру

16

(53)

Так как при запуске скважины уровень жидкости не доходит до устья скважины, то пусковое давление для однорядного подъемника с подачей газа по НКТ определяется по формуле:

Р пуск = h1 ⋅ ρ ж ⋅ g ⋅ где

D2

(54)

D2 − d 2

D − внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; d − условный диаметр подъемных труб, м.

Произведем расчет газлифтного способа эксплуатации скважины используя формулы (50 - 54) и исходные данные таблица 18. Таблица 18 - Исходные данные для расчета газлифта. Параметр 1 Расстояние статического уровня до башмака НКТ Плотность жидкости в колонне Внутренний диаметр эксплуатационной колонны Условный диаметр подъемных труб Устьевое давление Проектный дебит скважины по жидкости Глубина скважины до верхних отверстий фильтра Давление на забое скважины

Величина 2

Ед. измер. 3 м кг/м3 м м МПа т/сут м МПа

2.4.6 ВЫБОР И РАСЧЁТ НКТ, В ТОМ ЧИСЛЕ «ГИБКИХ» НКТ

1 Предельные осевые растягивающие нагрузки, при которых в резьбовом соединении гладких труб по ГОСТ 633-80 напряжения достигают текучести Qстр (Н), определяют по формуле, при этом за расчетное принимают сечение по основной плоскости резьбы

Qстр =

π ⋅ Dср ⋅ b ⋅ σ т 1+η

где

Dср 2l

⋅ ctg (α + ϕ )

,

(55)

Dср – средний диаметр сечения про впадине первого полного витка (в основной плоскости), м Dср= D - 2h - b; D – наружный диаметр трубы, м; 17

h – глубина резьбы, м; b – толщина стенки по впадине того же витка резьбы, м; σт – предел текучести материала труб, Па; η – коэффициент разгрузки, η= b/(S+b); S – толщина стенки трубы, м; l – длина резьбы с полным профилем (до основной плоскости), м; α – угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы, равный 60˚; β – угол трения, принимаемый в расчетах равным 7˚. Предельное растягивающее усилие Qт (Н), при котором в теле труб с высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными наружу концами (НКБ) по ГОСТ 633 – 80 возникает напряжение, равное пределу текучести, определяют по формуле

Qт= π D S σт ; где

(56)

D – наружный диаметр трубы, м; S – толщина стенки трубы, м; σт – предел текучести материала труб, Па.

Внутреннее избыточное давление Рт (Па), при котором наибольшее напряжение в трубах достигает предела текучести, определяют по формуле: 2S ⋅ σ т Р т = 0,875 , (57) D где

0,875 – коэффициент, учитывающий разность сечения трубы; D – наружный диаметр трубы, м; S – толщина стенки трубы, м; σт – предел текучести материала, Па.

Наружное избыточное давление Ркр (Па), при котором наибольшее напряжение в трубе достигают предела текучести, определяют по формуле:

Ркр

где

⎧ ⎪σ р ⎪⎪ = 1,1 ⋅ K min ⎨ ⎪ ⎪− ⎪⎩

⎛ ⎞ 3е ⎟− + ЕК 0 ρ 0 ⎜⎜ 1 + 3 2 ρ 0 К min ⎟⎠ ⎝ ⎡ ⎛ ⎞⎤ 3е 2 ⎟⎥ ⎢σ р + ЕК 0 ρ 0 ⎜⎜ 1 + 3 ⎟ 2 ρ К min ⎢⎣ 0 ⎝ ⎠⎥⎦

2

⎫ ⎪ ⎪⎪ ⎬ ⎪ − 4 ЕК 02 ρ 0σ р ⎪ ⎪⎭

Кmin=Smin/D; К0=S0/D; Е=2,1. 1011 Па (для стали); ρ0=S0/Smin; е=2(a-b)/(a+b); 18

(58)

Smin=0,875.S; ⎡⎛ 1 − 0,01 ⋅ μ ⎞ 3 ⎤ S 0 = S ⋅ 0,5 ⋅ ⎢⎜ 0 67 , + ⎟ ⎥ ⎢⎣⎝ 1 + 0,01 ⋅ λ ⎠ ⎥⎦

где

(59)

е – овальность; a, b – большая и малая ось овала; μ – отрицательный допуск на массу трубы, м λ – положительный допуск на наружный диаметр, %.

2.4.7 РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАССМАТРИВАЕМЫХ ВИДОВ РЕМОНТНЫХ РАБОТ (НА ОПЫТЕ РАБОТЫ ОАО «НОЯБРЬСКНЕФТЕГАЗ»)

В 1993 году начал широко использоваться метод интенсивного воздействия на пласт – технология ГРП. Высокая эффективность данной технологии достигается только при определённых горно-геологических условиях. Достигнутый эффект, необходимо соизмерять со стоимостью технологии и теми энергетическими и временными потерями, которые расходуются на сепарацию нефти и перекачку воды, при этом необходимо учитывать последствие такой технологии интенсификации. Скважины, в которых имел прорыв нагнетаемых вод после капитального ремонта, остаются навсегда потерянными объектами нефтедобычи. В порядке демонстрации возможностей РИР выполнили первые 63 операции ГРП на Муравленковском и Суторминском месторождениях. Стало ясно, что этот метод весьма перспективен для ОАО '' ННГ''. Был закуплен в США весь комплекс необходимых насосов, смеситель, станция контроля и другое оборудование для самостоятельной работы. За несколько лет в ОАО '' ННГ'' выполнены 682 операции. Дополнительная добыча нефти за счёт ГРП (около 4 миллионов тонн нефти) на много перекрыло те затраты, которые приходится нести при выполнении этих дорогих операций. Во многих случаях удалось резко повысить уровни отбора нефти на отдельных участках пластов. Однако наличие (и в последнее время увеличивающаяся доля) неудачно проведённых РИР, диктует необходимость тщательного изучения принципов выбора скважин и особенности технологии проведения операций в целях оптимизации этих работ. Несмотря на многолетний опыт применения пока не выработано каких-либо основательных подходов и принципов выбора скважин, планирования операций и проведения РИР. Нет критериев целесообразности выполнения этих работ, не дана оценка получению сиюминутных эффектов на конкретных скважинах, не выяснены их роль в повышении нефтеотдачи 19

пластов, влияние ГРП на работу соседних скважин, возможность проведения в перспективе на таких скважинах ремонтно-изоляционных работ. Экономически эффективная технология подразумевает получение дополнительной прибыли компании от затраченных на нее средств. Поэтому условие целесообразности применения технологии повышения нефтеотдачи и интенсивности, добычи можно задать так

П>0 где

(70)

П – дополнительная прибыль компании от использования технологии. Прибыль от ее применения можно определить по формуле

П = В – ЗВ–ЗД – Н – К3 где

(71)

В – выручка от реализации дополнительной нефти; ЗВ – затраты на внедрение технологии; ЗД – условно-переменные затраты на добычу и подготовку нефти; Н – налоговые выплаты; КЗ – коммерческие затраты.

При расчете прибыли от продажи дополнительной (в результате проведения обработки) нефти учитываются только условно-переменные затраты на ее добычу и подготовку, так как дополнительных условнопостоянных затрат (зарплата управленческого персонала, содержание зданий и др.) в результате применения вторичных технологий добычи нефти не возникает. Таким образом, все слагаемые в формуле (51) кроме затрат на внедрение (ЗВ) пропорциональны объему дополнительной нефти. Так как основную долю налоговых выплат при добыче нефти составляют налоги «от выручки», приближенно можно считать налоги (Н) пропорциональными дополнительной добычи. Пусть NЗД, NН, NКЗ – нормативы условно-переменных затрат соответственно на добычу нефти, налоговых затрат и коммерческих затрат на 1т добытой и реализованной нефти. Средняя нетто-цена реализации 1т нефти равна S. Тогда прибыль согласно формуле (56) можно выразить

П = qS – ЗВ – q(NЗД + NН + NКЗ)

(72)

Условие целесообразности применения технологии (70), исходя из формулы расчета прибыли (72), можно представить так

q/ЗВ < q(S – NЗД + NН + NКЗ) 20

(73)

Перегруппируем множители и получим

q/ЗВ > 1/(S – NЗД + NН + NКЗ)

(74)

Левая часть неравенства (74) характеризует только результаты применения технологии в данных геологических условиях, правая часть содержит в сжатом виде экономическую информацию об эффективности предприятия в целом и по отношению к переменным q и ЗВ, характеризующим обработку скважин, является расчетной; для каждого месторождения константой. Исходя из полученного соотношения (74) можно предложить упрощенный критерий эффективности применения технологии: дополнительная добыча на 1 руб., потраченный на внедрение технологии. Правая часть соотношения (74) является граничным значением эффективности технологии для данного месторождения в конкретных экономических условиях. Преимущество использования данного полученного критерия оценки эффективности заключается в возможности его применения техническими специалистами, имеющим навыки составления затрат на технологическое мероприятие. При этом, не обладая конфиденциальной информацией и имея только граничное значение критерия эффективности, специалисттехнолог при планировании работ может быстро оценить экономическую целесообразность применения технологии для компании. В настоящее время описанный метод контроля применяется при планировании и оценке результатов обработок скважин на месторождениях Российской Топливно-Энергетической Компании (АО «Ритек») и проведении ее подразделениями сервисных работ. 2.5 КРИТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ РЕМОНТА СКВАЖИН С УЧЁТОМ ОХРАНЫ НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

Все работы по ремонту скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ. Мероприятия по охране окружающей среды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважин (заявка, план работ и др.) и дополнительных указаниях и требованиях, сформулированных в процессе работ. Природоохранные мероприятия должны учитывать специфические особенности процесса ремонта скважин, время года, природноклиматические условия района ведения работ, народно-хозяйственную ценность водных объектов, лесов, отведенных земель и должны быть согласованы в местных комитетах по охране окружающей среды. 21

Все завозимые на скважину химические реагенты должны быть упакованы в специальную тару или контейнеры и храниться в закрытом помещении, предохраняющем от попадания в них атмосферных осадков или размыва их на территории куста. Для уменьшения загрязнения атмосферного воздуха необходимо использовать специальные реагенты – нейтрализаторы. Запрещается выпускать в атмосферу газ, содержащий вредные вещества, без сжигания или нейтрализации. Способы сжигания и нейтрализации должны обеспечить концентрацию вредных веществ на границе санитарно-защитной зоны в пределах установленных значений ПДК при максимально ожидаемых объемах сжигаемого газа с учетом фонового загрязнения атмосферы и влияния соседних источников технологических выбросов. Окружающая среда при ремонте скважин может быть загрязнена рабочими жидкостями, которые остаются по окончании работ или же разлиты из-за небрежного обращения. Из-за нарушения режимов глушения скважины или процесса освоения её, возможны выбросы скважиной жидкости вплоть до неуправляемого фонтанирования. В случае газопроявления в процессе ремонта все работы должны быть прекращены. При этом экспресс методом проводится анализ воздуха рабочей зоны на присутствие сероводорода, сернистого газа, окиси углеводорода. Если загазованность рабочей зоны превышает ПДК, то необходимо загерметизировать устье скважин и принять меры по ликвидации газопроявления. При данной ситуации члены бригады должны использовать средства индивидуальной защиты. Прилегающим к скважине землям ущерб может быть причинен и пескосмесительными, автоцистернами и другой спецтехникой, применяемой при ремонтных работах, в случаях отсутствия подъёздных путей к скважине, при их неудовлетворительном состоянии и нарушения маршрутов следования. Наиболее уязвимым природным компонентом являются водные ресурсы. Среди характерных форм воздействия на поверхностные и грунтовые воды в результате проведения ГТМ можно отметить следующие: • Изменение гидрологического режима кустового участка; • Нарушение режима водоносности водотоков; • Загрязнение водной среды. Используемые для контроля радиоактивные изотопы так же могут оказаться источником загрязнения окружающей среды при небрежном обращении с ампулами и контейнеры или активированными материалами (зернистыми или жидкими). Для предупреждения загрязнения окружающей среды при ремонтных работах проводятся следующие мероприятия: Остатки рабочей жидкости из ёмкостей агрегатов и автоцистерн должны сливаться в промышленную канализацию. В случае если возникло неуправляемое фонтанирование, необходимо срочно соорудить земляной вал для ограждения возможности растекания 22

пластового флюида по большой территории. Все углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины, по окончании работ должны быть собраны и утилизированы, либо сожжены, если утилизация невозможна. В случае разливов нефтепродуктов и ГСМ загрязненный грунт может предварительно обрабатываться бактериальным препаратом “Путидойл”. Территория вокруг добывающей скважины в соответствии с действующими нормами должна быть ограждена земляными валами. Примыкающая к скважине территория в случае причинения ущерба при подъездах и т.д. должна быть рекультивирована для какого-либо использования. Активизированные изотопные материалы запрещено использовать в скважинах, если нет уверенности в надёжном разобщении пластов от горизонтов артезианских и целебных вод, а так же от пластов имеющих сообщение с дневной поверхностью по близости от скважины. Зернистые материалы и активированные жидкости не должны попадать на дневную поверхность. По окончании работ территорию скважины и одежду рабочих необходимо проверить, и убедится в отсутствии опасных концентраций радиоактивных веществ, рабочих жидкостей и т.д. 2.6 ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

В выводе проанализировать состояние применяемых методов повышения нефтеотдачи пластов на месторождении, а также расчеты, проведенные в данной работе. В чем заключается актуальность данной работы. Свойства выбранной жидкости глушения, ее эффективность.

23

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1 Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика. Справочник. - М., «Недра», 1986. - 321 С. 2 Владимиров К.А. Крепление скважин тонкостенными обсадными трубами. - М., «Недра», 1974. - 116 С. 3 Шипачев В.С. Основы высшей математики. - М., «Высшая школа», 1998. - 470 С. 4 Правила ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153 –39 – 023 – 97. - Типография РИИЦ «НПО «Бурение»», 1998. - 43 С. 5 Сулейманов А.В., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. - М. «Недра», 1984. – 225 С. 6 Амиров А.Д., Овнатанов С.Т., Яшин А.С. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. - М.»Недра».- 352 С. 7 Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. РД 08 –200-98. - Типография РИИЦ «НПО» «Бурение», 1998. - 157 С. 8 Вайншток С.М., Молчанов А.Г., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб. М. Издание АГН, 1999. – 225 С. 9 Выгодский М.Я. Справочник по элементарной математике. - М. Астрель АСТ, 2001. - 210 С. 10 Справочник по капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. - М. «Недра», 1973. – 262 С. 11 Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. - М. «Недра», 1979. - 312 С. 12 Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин. - М. «Недра», 1986. 209 С. 13 Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. - М. «Недра», 1998. - 270 С.

24

Приложение А (обязательное)

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» Институт нефти и газа

Кафедра «Ремонт и восстановление скважин»

КУРСОВАЯ РАБОТА на тему: Выбор и обоснование эффективности видов ремонтных работ в скважинах на Кулябинском месторождении.

Выполнил студент гр НРК-00-1 Попов В.П. Проверил, к.т.н., доцент Герасимов Г.Т.

Тюмень 2002 25

Приложение Б (обязательное) МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» Институт нефти и газа Кафедра «Ремонт и восстановление скважин» КУРСОВАЯ РАБОТА по дисциплине –Капитальный ремонт скважин Задание № 15 Группа НРК – 01 Студенту Попову Василию Павловичу Дата выдачи задания 12.01.2002 Срок предоставления 12.04.2003 Тема курсового проекта: Выбор и обоснование эффективности видов ремонтных работ в скважинах на Кулябинском месторождении. Состав пояснительной записки: Титульный лист Задание Содержание Введение 1. Общие сведения о районе работ 2. Инженерно-геологическая характеристика разреза месторождения (площади, участка) 3. Анализ применяемых на месторождении видов ремонтов скважин (ПРС и КРС) 4. Выбор вида (видов) ремонтных работ, их обоснование и расчет по заданию руководителя: 4.1 Выбор типа жидкости глушения и расчет глушения скважин 4.2 Гидравлический разрыв пласта 4.3 Выбор вида и состава жидкости для ремонта скважин 4.4 Перфорация скважин 4.5 Газлифт и его расчет 4.6 Выбор и расчет НКТ, в том числе «гибких» НКТ 4.7 Расчет экономической эффективности рассматриваемых видов ремонтных работ 5. Критический анализ применяемых технологий ремонта скважин с учетом охраны недр и окружающей среды 6. Вывод и рекомендации 7. Список использованных источников Оформление курсовой работы должно соответствовать требованиям задания ЕСКД. ПРИМЕЧАНИЕ: Содержание разделов обязательно согласовать с руководителем курсовой работы. Задание к выполнению принял студент Руководитель

Попов Василий Павлович

26

СОДЕРЖАНИЕ

2.4.4.4

Выбор компонентного состава жидкости глушения …………. 3

2.4.2

Гидравлический разрыв пласта ………………………………...

5

2.4.3

Выбор вида и состава жидкости для ремонта скважин ………

9

2.4.4

Гидропескоскоструйная перфорация скважин ………………..

12

2.4.5

Газлифт и его расчёт ……………………………………………

15

2.4.6

Выбор и расчёт НКТ, в том числе «гибких» НКТ ……………. 17

2.4.7

Расчет экономической эффективности рассматриваемых видов ремонтных работ (на опыте работы ОАО «Ноябрьскнефтегаз») ……………………………………………………………. 19

2.5

Критический анализ применяемых технологий ремонта скважин с учётом охраны недр и окружающей среды …………….

2.6

21

Выводы и рекомендации ……………………………………….. 23 Список использованных источников ………………………….. 24 Приложение А …………………………………………………... 25 Приложение Б …………………………………………………… 26

Подписано к печати Бум. писчая № Заказ № Уч. изд. л. Формат 60×84 1/16 Усл. печ. л. Отпечатано на RISO GR Тираж экз. ________________________________________________________________ Издательство «Нефтегазовый университет» Государственного образовательного высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 Отдел оперативной полиграфии издательства «нефтегазовый университет» 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38 27