Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Разработка месторождения

Разработка месторождения

Характеристика исследуемого месторождения, стратиграфия и тектоника, нефтегазо- и водоносность. Обоснование расчетных моделей пластов, технология ликвидации песчаных пробок и промывки скважин. Экономический эффект опытно-промышленной эксплуатации.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 27.05.2014
Размер файла 1,5 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Обоснование расчетных вариантов разработки и их исходные характеристики

В период опытно-промышленной эксплуатации месторождения Тенгиз, согласно бизнес-плана СП «ТШО», предусматривается бурение 21 скважины, расконсервация 9 скважин (Т-28, Т-29, Т-31, Т-38, Т-41, Т-42, Т-45, Т-109, Т-1101) и углубление (добуривание скважин до их проектной глубины) 9 скважин (Т-14, Т-17, Т-30, Т-47, Т-70, Т-108, Т-118, Т-125, Т-220).

Выбор и обоснование расчетных вариантов разработки проведены исходя из опыта реализации запроектированной системы, оценки эффективности применяемых на месторождении технологий, возможности применения на месторождении методов повышения нефтеотдачи в зависимости от геолого-физических условий залегания горизонтов. В результате были рассмотрены 2 варианта разработки. Для этих вариантов характерны следующие основные положения:

выделение 2-х эксплуатационных объектов: I объект - отложения башкирского, серпуховского и окского стратиграфических комплексов; II объект - отложения тульского и девонского стратиграфических комплексов;

применение на месторождении квадратной системы размещения скважин, с сеткой скважин 1414 х 1414 м;

залежь во всех рассматриваемых вариантах разрабатывается с применением упруго-замкнутого режима;

количество скважин для бурения 21 единиц, в том числе 21 добывающих;

количество скважин, предназначенных для углубления - 9 скважин, для расконсервации - 9 скважин;

коэффициент эксплуатации скважин - 0,880, коэффициент использования фонда скважин - 0,809.

Этот вариант, согласно регламента на проектирование разработки, по принципиальным положениям соответствует утвержденному варианту технологической схемы разработки, а также учитывает фактически сложившуюся систему разработки. В соответствии с этим вариантом предусматривается разработка месторождения на упруго-замкнутом режиме.

Основные исходные характеристики расчетных вариантов приведены в таблице 4.

Таблица 4. Основные исходные характеристики расчетных вариантов разработки месторождения Тенгиз

Характеристики

Варианты 1, 2

Объекты

I, II

Режимы разработки

Естественный (упруго-замкнутый)

Система размещения скважин

Равномерная по квадратной сетке

Расстояние между скважинами, м

1414

Плотность сетки, 104 м2/скв.

200

Коэффициент охвата процессом вытеснения, доли единиц

1

2.2 Анализ текущего состояния разработки и эффективность применения методов повышения нефтеизвлечения

Технологическая схема разработки месторождения Тенгиз утверждена Миннефтепромом в 1986 г. (Протокол №1226 от 28.11.86), однако основные технико-экономические решения этого документа не были реализованы в процессе разработки.

Основной причиной несоответствия проектного и фактического состояния разработки (уровни добычи нефти, объемы бурения и т.д.) является политическая и экономическая ситуация в стране в 1990-1993 гг. В этот период велись переговоры о создании совместного предприятия на территории месторождения Тенгиз. СП «Тенгизшевройл» начало эксплуатировать Тенгизское месторождение с 6 апреля 1993 года, к этому моменту на месторождении было задействовано 37 советских и румынских буровых станков. Специалисты отдела бурения СП «ТШО» провели консервацию всех скважин, обеспечивающую прекращение бурения и безопасность состояния скважин.

В 1990 г. институтом Гипровостокнефть была сделана технико-экономическая оценка вариантов разработки месторождения Тенгиз. В отличие от технологической схемы в ней использовались двух-, трехмерные математические модели, позволяющие производить более точные расчеты. Однако принципиальные решения по осуществлению разработки не изменились.

В соответствии с технологической схемой разработку месторождения предусматривалось проводить по первому объекту на упруго-замкнутом режиме. В дальнейшем, после снижения пластового давления в залежи до давления насыщения предполагалось осуществлять разработку продуктивного пласта осуществлять на режиме растворенного газа и перевести затем под закачку воды. По второму эксплуатационному объекту заводнение не планировалось и расчет показателей был выполнен только при разработке объекта на упруго-замкнутом режиме с последующим переходом на режим растворенного газа, что было обусловлено недостаточной изученностью этого объекта. Конечный коэффициент нефтеотдачи по месторождению по расчетам составил 0,329.

В технико-экономическом обосновании вариантов разработки месторождения Тенгиз 1990 г. коэффициент нефтеизвлечения для первого эксплуатационного объекта составил 0,417. По второму эксплуатационному объекту - 0,341.

В технологической схеме приняты были следующие основные показатели разработки месторождения: проектный уровень добычи - 30 млн. тонн в год с выходом на него в 1995 году или на седьмой год после ввода месторождения в разработку. Предусмотрена равномерная квадратная сетка скважин плотностью 1000х1000 м на второй стадии разбуривания. Общий фонд, предусмотренный на весь срок разработки, - 374 скважины, в том числе 305 добывающих, 61 резервная и 8 скважин-дублеров. В первые три года (1989-1991 гг.) уровень добычи нефти должен был составить, соответственно 3002, 7507 и 11280 тысяч тонн, количество добывающих скважин должно было составить - 45, 61 и 85 единиц. Текущий дебит нефти одной добывающей скважины, соответственно должен был составить 375,9-438,1 т/сут.

По окончании периода опытно-промышленной эксплуатации в СП «Тенгизшевройл» будет разработан новый план разработки месторождения Тенгиз.

В наши дни фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 1414 м х1414 м. Местами сетка скважин уплотнена до 707 м и даже 500 м между скважинами. В настоящее время разработка месторождения ведется на режиме истощения (упруго-замкнутый режим) с фонтанным способом эксплуатации скважин. В целях повышения производительности скважин проводятся соляно-кислотные обработки скважин и кислотный разрыв пласта.

Динамика основных показателей разработки по годам приведена в таблице 4 и графически представлена на странице 41.

В период аварийного фонтанирования скважины Т-37, по оценкам института Гипровостокнефть суммарные потери нефти по залежи составили 6 млн. тонн, что учтено в государственном балансе запасов нефти Республики Казахстан. По оценкам СП «Тенгизшевройл», потери составили около 3 млн. тонн.

Добыча нефти в течение всего времени разработки практически постоянно возрастала, лишь в 1993 г. произошло резкое снижение добычи нефти. Обводненность получаемой продукции за весь период разработки равна 0. Нефтяной газ на месторождении Тенгиз не используется в чистом виде, его переработка начинается с I ступени сепарации. Продуктами переработки являются сухой газ, пропан-бутановая фракция, ШФЛУ (широкая фракция легких углеводородов) и сера.

Сбор данных по пластовому давлению и по добыче помогает понять динамику поведения месторождения. Более того, точные прогнозы будущего потенциала добычи нефти не могут быть сделаны без изучения динамики работы коллектора.

Были построены зависимости давления от времени и от накопленной добычи нефти для первого эксплуатационного объекта. Анализ графиков показывает, что наблюдается снижение пластового давления во времени. Так по I объекту эти изменения описываются параболической зависимостью. За время разработки произошло снижение пластового давления в среднем с 81,8 МПа до 76,8 МПа, а накопленная добыча нефти составила 19247.3 тысяч тонн.

Рисунок 2.1 - График разработки

С учетом всех имеющихся замеров текущих пластовых давлений по добывающим скважинам, приведенных к абсолютной отметке 4500 м, построена карта изобар. Замечено, что скважины расположенные на периферии охватывает изобара 80 МПа, то есть снижение текущего пластового давления по этим скважинам составляет в среднем 3,6 МПа. Начальное пластовое давление составляло 83,62 МПа. В центральной части месторождения располагаются относительно небольшие локальные воронки депрессии в районе расположения скважин Т-105 и Т-11:

Рпл.тек.= 75 МПа,

Рпл.нач. - Рпл.тек.= 8,6 МПа,

В районе расположения скважин Т-2, Т-1 и Т-15

Рпл.тек.= 75 - 70 МПа,

Рпл.нач.-Рпл.тек.=8,6 - 13,6 МПа.

После выявления зон с различными продуктивными характеристиками, были построены зависимости пластового давления от накопленной добычи нефти для этих зон. Путем аппроксимации этих данных были получены кривые, характер падения которых предполагает разобщенность резервуара по площади. Распределение накопленного отбора нефти Qн и соответствующее ему снижение пластового давления Рпл по зонам отображено в таблице 5.

Таблица 5. Распределение накопленной добычи и соответствующее снижение пластового давления по Тенгизской площади

Площадь

Qн, тысяч тонн

Рпл, МПа

Северная часть платформы

8601,739

15,75

Северный борт

6926,496

4,77

Северный склон

961,292

5,24

Южная часть платформы

631,070

4,76

Южный борт

68,169

3,20

Приведенное разделение на зоны будет пересматриваться и при необходимости уточняться в связи с созданием геостатической модели, которая будет заложена в «Проект разработки» и на базе которой должен быть выполнен пересчет запасов нефти.

2.3 Характеристика работы фонда скважин, выбор способа эксплуатации, описание оборудования для фонтанной эксплуатации

Фонд скважин на месторождении Тенгиз

На дату анализа на месторождении Тенгиз пробурено 106 скважин. При этом эксплуатационный фонд составляет 61 скважину, из них дающих продукцию 44 скважин. Введенные в эксплуатацию добывающие скважины расположены, в основном, в центральной части месторождения с наибольшей нефтенасыщенной толщиной пласта (более 1000 м), поэтому являются наиболее производительными. Давление на устье нефтедобывающих скважин находится в диапазоне 10-50 МПа. Ввод добывающих скважин в эксплуатацию существенно отстает от запроектированного количества.

Анализ изменения фонда скважин, дающих продукцию, выявил рост фонда с 1991 г. до 1992 г., снижение фонда в 1993, 1994 гг., стабилизацию фонда скважин в 1995 г. и рост в 1996 и 1997 годах.

Отработанное время на действующую скважину также практически постоянно возрастало, кроме 1993 г. Средний дебит действующих скважин по нефти колеблется от 350.60 до 602.22 т/сут. Самое низкое значение по промыслу отмечено в 1993 г., затем наблюдался ежегодный рост среднего дебита действующих скважин по нефти. В 2002 году происходит интенсивное разбуривание месторождения.

Основными характеристиками работы фонда добывающих скважин являются коэффициент использования и коэффициент эксплуатации. Первый представляет собой отношение действующего фонда скважин к эксплуатационному, второй - отношение фактически отработанного времени к календарному времени.

Коэффициент использования изменялся от 0,512 (1991 г.) до 0.809 (1997 г.) в среднем за все время разработки составил - 0,639. На сегодняшний день его величина составляет 0,721.

Коэффициент эксплуатации колебался от 0,645 (1993 г.) до 0,913 (1997 г.) и в среднем за анализируемый период составил 0,802. Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и эксплуатации действующего фонда скважин во многом обусловлены целенаправленным отключением действующих скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.

В наши дни фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 1414 м х1414 м. Местами сетка скважин уплотнена до 707 м и даже 500 м между скважинами.

Средний текущий дебит нефти одной добывающей скважины, составляет 500-600 т/сут.

Выбор способа эксплуатации скважин

Фонтанирование скважин на месторождении Тенгиз обусловлено большим запасом пластовой энергии и достаточно большими давлениями на забое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на трение, связанное с движением этой жидкости.

Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, то есть на режиме максимального к.п.д.

Дебиты фонтанных скважин изменяются в широких пределах как по количеству жидкости, так и по количеству попутного газа. На месторождении Тенгиз на 01.04.02, зафиксирован максимальный дебит у скважины Т-102, он составляет 2200 т/сут. Минимальный дебит на скважине Т-107 - 60 т/сут.

Дебит фонтанной скважины определяется совместной работой пласта и фонтанного подъемника. Причем, законы, управляющие процессом движения газожидкостной смеси в фонтанных трубах, одни, а законы, управляющие работой пласта, - другие. Совершенно очевидно, что увеличение давления на забое Рз снижает приток жидкости из пласта. С другой стороны то же увеличение Рз увеличивает подачу фонтанного подъемника. Поэтому если пропускная способность фонтанного подъемника меньше притока, избыточная жидкость будет накапливаться в скважине. В результате Рз будет расти. Это повлечет за собой увеличение подачи подъемника, с одной стороны, и снижение притока - с другой. Установившаяся работа этой системы пласт - скважина наступает тогда, когда приток сравняется с отбором. Для выбора оптимальных режимов совместной работы пласта и фонтанного подъемника на месторождении были рассчитаны давления на забое, определяющие такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавлении на устье и диаметре труб.

Для обеспечения фонтанирования все скважины оборудуются фонтанными трубами (НКТ), которые спускаются в скважину обычно до забоя и с помощью которых осваиваются фонтанные скважины и вызывают приток в них. При наличии в скважине труб возможны различные промывки, воздействие на забой (соляно-кислотные обработки, гидроразрыв пласта), замена одной жидкости другой, продавка скважины газом, задавка скважины путем закачки тяжелой жидкости и другие операции, необходимость в которых возникает на разных этапах эксплуатации данной скважины и месторождения в целом. Диаметр НКТ принимается почти всегда без расчета, но вопрос о пропускной способности НКТ или подаче фонтанного подъемника при тех или иных условиях на забое и на устье скважины остается интересным и требует своего ответа.

Для обоснования способа эксплуатации, определения оптимального режима работы скважин, а также выбора необходимого устьевого и внутрискважинного оборудования на месторождении Тенгиз проведены расчеты по известным формулам трубной гидравлики, с учетом условий проекта опытно-промышленной эксплуатации, физико-химических свойств флюида и геолого-технологических показателей.

Оборудование при фонтанной эксплуатации

Устьевое оборудование

На месторождении Тенгиз должна быть применена фонтанная арматура крестового типа, рассчитанная на рабочее давление 70 МПа с двумя центральными запорными устройствами на стволе елки и двумя задвижками на каждом боковом отводе крестовика трубной головки. Диаметр проходного сечения ствола елки - 50 мм.

Она предназначена:

Для герметизации устья скважины и осуществления контроля за давлением и пластовым флюидом с поверхности земли, защиты персонала и окружающей среды;

Для производства работ по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной скважины;

Для направления потока продукции скважины в выкидную линию;

Для регулирования режима работы скважины с помощью штуцерных устройств;

Для замера межколонных, затрубных и буферных давлений и температур;

Для производства канатных операций;

Для глушения скважины в случае осложнений.

Основные элементы фонтанной арматуры:

Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации затрубного пространства. На ее верхний фланец устанавливается сама арматура.

Нижняя коренная задвижка предназначена для отсечения потока скважинного флюида. Является резервной по отношению к верхней коренной задвижке. Нормальное состояние - открытое. Используется только в аварийных ситуациях.

Верхняя коренная задвижка с пневмоприводом является рабочей задвижкой для закрытия или открытия потока скважинного флюида.

Крестовина предназначена для подсоединения боковых струн фонтанной арматуры и буферной задвижки.

Буферная задвижка предназначена для контроля буферного давления.

Колпак буферной задвижки предназначен для подсоединения манометра, для контроля буферного давления, когда его снимают, то обеспечивается прямой доступ к НКТ и ВСО. Доступ к НКТ необходим при проведении канатных операций и спуске труб под давлением.

Правая механическая задвижка предназначена для отсечения потока скважинного флюида. Является резервной по отношению к правой боковой задвижке с пневмоприводом. Нормальное состояние - открытое.

Правая боковая задвижка с пневмоприводом является рабочей задвижкой для закрытия или открытия потока скважинного флюида при работе по правой струне.

Тройник линии глушения НКТ предназначен для подсоединения линии НКТ. Буровой раствор можно закачать для оглушения скважины в случае аварийной ситуации или других непредвиденных обстоятельствах.

Регулируемый штуцер предназначен для регулирования производительности скважины. Является резервным по отношению к постоянному штуцеру. Используется только при замене постоянного штуцера.

Левая механическая задвижка предназначена для отсечения потока скважинного флюида. Является резервной по отношению к левой боковой задвижке с пневмоприводом. Нормальное состояние - открытое.

Левая боковая задвижка с пневмоприводом является рабочей задвижкой для закрытия или открытия потока скважинного флюида при работе по левой струне.

Инструментальный фланец предназначен для монтажа на нем приборов КИПиА (то есть манометров, температурных датчиков и т.д.).

Постоянный штуцер предназначен для регулирования производительности скважины путем установки штуцера постоянного сечения.

Задвижка линии глушения НКТ предназначена для закачки жидкости глушения НКТ.

Устьевое оборудование (10000 API) оснащено двумя системами защиты: панель RTU (терминал дистанционного управления) и щит управления фирмы Камерон. Эти установки предусматривают: установку производственного дроссельного клапана, закрытие боковых клапанов, аварийное отключение скважины.

Обе системы предусматривают:

установку производственного дроссельного клапана;

закрытие боковых клапанов;

аварийное отключение скважины (ESD).

Терминал дистанционного управления находится, в так называемом, укрытии, которое стоит в 30 метрах от устья. В укрытии, помимо RTU имеется устройство для подключения прибора Hyperlogger для учета температур и давления.

Фонтанная арматура из-за высокого содержания в пластовом флюиде корроизонноактивного сероводорода, должна быть выполнена из стали с высокими антикоррозионными свойствами.

Внутрискважинное оборудование

Подъем жидкости на поверхность должен вестись по насосно-компрессорному лифту, составленному из стальных труб. В большинстве скважин будут применяться 89-114-миллиметровые насосно-компрессорные трубы.

Набор внутрискважинного оборудования должен обеспечить:

пропуск запланированных объемов продукции;

ингибиторную защиту эксплуатационной колонны и НКТ;

циркуляцию между трубным и затрубным пространством;

возможность спуска глубинных приборов на забой скважины;

возможность отсоединения НКТ от пакера.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ)

Колонна НКТ проектируется с учетом:

Максимально оптимального диаметра при разных темпах отбора флюида;

Максимального давления на устье скважины;

Работы в агрессивной среде;

Работы по возбуждению скважины (кислотная обработка и гидравлический разрыв пласта);

Воздействия растягивающих, разрывающих изнутри и сминающихся нагрузок;

При выборе НКТ необходимо знать размер трубы (внешний и внутренний диаметр), удельный вес, марку стали, тип соединения, коррозионную стойкость.

Наиболее приемлемый внешний диаметр НКТ на месторождении Тенгиз 3,500 дюймов. Внутренний диаметр НКТ зависит от удельного веса

Таблица 6. Зависимость внутреннего диаметра НКТ от удельного веса

Удельный вес НКТ с внешним диаметром 3,500 дюймов фунт/фут

Внутренний диметр, дюйм

9,3

2,992

10,2

2,992

12,95

2,750

13,7

2,673

Сорта стали для НКТ при работе в условиях Тенгизского месторождения: H-40, J-55, K-55, C-75, L-80, N-80, C-90, C-95, S-95, P-105, P-110, S-125.

Типы соединения НКТ: без высадки, с наружной высадкой, с соединительным замком, составляющим одно целое с трубой.

Таблица 7. Прочность НКТ в зависимости от веса и марки стали

Внешний диаметр, д

Марка стали

Удельный вес, ф/ф

Разрыв, ф/д2

Смятие, ф/д2

3,5

J-55

9,30

6,980

7,400

3,5

L-80

9,30

10,160

10,530

3,5

L-80

12,95

15,000

15,310

3,5

P-105

12,95

19,690

20,090

В компоновку внутрискважинного оборудования кроме НКТ входят:

управляемый клапан-отсекатель, устанавливаемый ниже трубной головки фонтанной арматуры;

посадочный ниппель;

пакер;

скользящая муфта.

Подземный клапан-отсекатель (ПКО) предотвращает неконтролируемое фонтанирование скважины в случае отказа наземного скважинного оборудования. ПКО (рисунок 3) используется: на месторождениях с большими давлениями, на морских скважинах, в регионах с легкоуязвимой природной средой, в отдаленных регионах. Клапан устанавливается на глубине 30-300 м. Существует два вида клапанов-отсекателей: автоматический и управляемый. У автоматического отсутствует линия управления на поверхности, он срабатывает при изменении давления на самом клапане. Управляемый ПКО оснащен линией управления на поверхности и управляется гидравликой.

На месторождении Тенгиз используется наиболее распространенный тип ПКО - управляемый клапан-отсекатель. Управляемый клапан-отсекатель соединен со щитом устьевого оборудования и является средством защиты при аварийных ситуациях в процессе эксплуатации скважин.

Главным преимуществом управляемого ПКО является то, что он закрывается непосредственно при падении давления на поверхности, а не при изменении динамического давления. Закрытие клапана осуществляется при помощи флиппера - рисунок 4. Недостатки: управляемый клапан-отсекатель дорого стоит, спускается вместе с колонной НКТ или устанавливается на посадочном ниппеле, для его работы требуется линия управления и манифольд.

На всех скважинах месторождения Тенгиз установлены управляемые клапана-отсекатели фирмы «Бейкер» модель FV6S. Преимущества таких ПКО: они не уменьшают пропускной диметр НКТ, позволяют проводить канатные работы ниже уровня установки НКТ, высоко надежны, в случае выхода из строя блокируется, после чего можно установить другой ПКО с помощью каната. Недостатки: высокая начальная стоимость, трудности при извлечении ПКО, необходимость в установке оборудования для герметизации надклапанного пространства.

Пакер - это механическое устройство, которое расширяется и прижимается к стенкам трубы или необсаженного ствола скважины при помощи уплотнителей. Пакер изолирует забойное пространство от пространства между двумя колоннами труб. На месторождении Тенгиз пакер в основном применяется для изоляции затрубного пространства между НКТ и обсадной колонной.

При выборе пакера, кроме стоимости учитывается его совместимость с внутрискважинными условиями (забойные давление и температура, агрессивность флюидов, наклон ствола скважины, силы, действующие на НКТ и пакер) и внутрискважинным оборудованием.

Существует два типа пакеров: съемные пакеры (спускаются на НКТ) и постоянные пакеры (спускаются независимо от колонны НКТ).

Съемные пакеры, как правило, спускаются и извлекаются вместе с НКТ. Они считаются частью колонны НКТ, а не обсадной колонны. Съемные пакеры имеют сложную конструкцию, чтобы устанавливаться многократно.

На месторождении Тенгиз в большинстве скважин установлены постоянные пакеры. Постоянные пакеры необходимы при больших глубинах скважин, высоком пластовом давлении и высокой пластовой температурой. Среди постоянных выделяют два типа пакеров: постоянные (разбуриваемые) и полупостоянные (извлекаемые). Постоянные пакеры имеют длительный срок эксплуатации, считаются частью колонны обсадной колонны, а не НКТ. Имеют простую механическую, но очень прочную конструкцию. При таких пакерах допустимо движение НКТ за счет уплотнительного элемента. Эти преимущества и были основополагающими при выборе именно этих пакеров для использования на месторождении.

2.4 Осложнения при эксплуатации на месторождении Тенгиз

Ликвидация песчаных пробок

Эксплуатация нефтяных месторождений с коллекторами из рыхлых несцементированных пород, особенно песчаников, приводит к вымыванию пластовой жидкостью из породы частиц песка, глин и образованию в стволе скважины песчаной пробки. При перекрытии фильтра скважины пробкой приток жидкости уменьшается и может вообще прекратиться. В связи с этим и возникает необходимость удаления из скважины песчаных пробок. Иногда мощность песчаной пробки достигает нескольких десятков и даже сотен метров. Ликвидацию песчаных пробок производят очисткой скважины с помощью желонки, продувкой воздухом или промывкой жидкостью. Промывка значительно эффективней.

Очистку скважин с помощью желонки обычно применяют при небольшой мощности пробки в неглубоких, чисто нефтяных (безводных) скважинах, эксплуатирующих залежи с низким пластовым давлением.

Перед очисткой скважины с помощью аппарата Яковлева определяют мощность песчаной пробки.

Желонку спускают в скважину на тартальном канате. Когда до пробки остается 10-15 м, тракторист отпускает тормоз лебедки и желонка под действием силы тяжести ударяется о песчаную пробку. При этом клапан ее открывается и некоторое количество песка и жидкости проникает в желонку.

Для большего наполнения желонку несколько раз слегка ударяют о пробку, затем поднимают. Для опорожнения, желонку опускают на пол буровой, при этом клапан открывается и песок с жидкостью выливается.

Промывка песчаных пробок выполняется с помощью промывочного агрегата, нагнетающего в скважину жидкость, которая размывает пробки, выносит на поверхность песок до полной ликвидации пробки.

В качестве жидкости для ликвидации песчаных пробок применяют нефть, воду и глинистый раствор: нефть для промывки чисто нефтяных скважин, воду - как чисто нефтяных (если пласт не поглощает), так и скважин, дающих вместе с нефтью воду. Глинистый раствор закачивают в фонтанные скважины, где пластовое давление превышает гидростатическое. При использовании нефти и глинистого раствора в качестве промывочной жидкости необходимо иметь специальную желобную систему и отстойники для очистки этих жидкостей от выносимого из скважины песка.

В качестве труб при промывке песчаных пробок применяют НКТ. Промывка выполняется прямым, обратным и комбинированным способами.

Комбинированный способ применяется при возможности фонтанирования.

В зависимости от способа промывки собирается промывочный манифольд - обвязка устья скважины, колонны НКТ и промывочного агрегата.

Агрегаты для промывки песчаных пробок представляют собой транспортную базу, в качестве которой используются колесные или гусеничные машины, на которой смонтирован промывочный насос, емкость и средства контроля и управления процессом промывки с предохранительными клапанами. Агрегаты несут на себе манифольд, необходимый для обвязки скважины, насоса и емкостей во время промывки.

Промывочный насос агрегата приводится в действие от ходового двигателя, через коробку отбора мощности и коробку передач, позволяющую менять режим работы насоса.

Промывочные агрегаты используются не только для промывки песчаных пробок, но и для ряда других нефтегазопромысловых процессов, в частности, для замены жидкости в скважине при ее освоении после ремонта, для закачки в скважину жидкости для ее глушения перед ремонтом, для закачки теплоносителя при депарафинизации скважины или выкидных линий. Поэтому конструкция промывочных агрегатов заранее разрабатывается на выполнение и этих процессов.

Промывка скважин для удаления песчаных пробок

Для более рациональной промывки скважин с целью удаления песчаных пробок рекомендуется промывочное устройство ПУ-1, которое позволяет в определенной степени ликвидировать недостатки прямого и обратного способов промывки и рациональнее использовать преимущества каждого из них.

Промывочное устройство ПУ-1 (рис.) состоит из циркуляционной муфты 1 с продольными и поперечными отверстиями для направления жидкости из кольцевого пространства (над резиновой манжетой) в трубы и обратно из кольцевого пространства (под резиновой манжетой) в промывочные трубы.

На нижний конец циркуляционной муфты навинчивают переводник для присоединения промывочного устройства к трубам. В верхний конец циркуляционной муфты навинчивают корпус 2, в котором просверлены несколько отверстий. Снаружи на корпус надета резиновая самоуплотняющаяся манжета 3, которая удерживается распорным кольцом 4 и зажимной гайкой 5. На верхний конец корпуса навинчивают спецмуфту 6. В середине циркуляционной муфты имеется гнездо, в резьбу которого ввинчивают нижний конец внутреннего патрубка 7. Верхний конец этого патрубка снаружи герметизируется сальниковой набивкой 8 и грундбуксой 9. Этим исключается возможность прохода жидкости через соединение внутреннего патрубка со спецмуфтой. Технология промывки сводится к следующему.

В скважину опускают промывочные трубы, после чего к промывочным трубам наращивают промывочное устройство, затем в верхний конец промывочного устройства ввинчивают наращиваемую трубу и спускают в скважину. При этом башмак промывочных труб должен находиться выше уровня пробки на 15-20 м. Затем устье оборудуют головкой для обратной промывки. Чем ближе установлено промывочное устройство к уровню пробки, тем больше эффективность данного приспособления. Однако глубина установки промывочного устройства до начала промывки зависит от ряда факторов и, в частности, от способа эксплуатации, глубины подвески труб, конструкции состояния эксплуатационной колонны. Ее можно определить расчетным путем.

Для отвода жидкости, выходящей из колонны промывочных труб, пользуются также отводной головкой. На устье устанавливают сальник для обратной промывки и через его отвод закачивают промывочную жидкость в затрубное пространство. Вследствие перекрытия межтрубного пространства манжетой жидкость через отверстия в корпусе 2 и продольные каналы циркуляционной муфты 1 подается по трубам к забою скважины (пробке). Смесь размытой пробки и жидкости поднимается по затрубному пространству до циркуляционной муфты и, проходя через ее поперечные каналы и патрубок 7, поступает в промывочные трубы, а затем выносится на поверхность.

По окончании размыва пробки на длину наращенной трубы, элеватор, загруженный колонной промывочных труб, сажают на сальник и закачивают 1-2 м3 жидкости (для подъема размытой пробки на безопасную высоту). Затем наращивают новую трубу. Такие операции повторяются в зависимости от мощности пробки. По окончании промывки снимают с устья скважины сальник, поднимают трубы с промывочным устройством.

Прямая промывка водой

При прямой промывке жидкость нагнетают в промывочные трубы, а размытый песок выносится на поверхность по кольцевому (межтрубному) пространству между промывочными трубами и эксплуатационной колонной; при обратной промывке промывочную жидкость нагнетают в кольцевое пространство, а размытый песок движется по промывочным трубам.

При прямой промывке жидкость нагнетают насосом через стояк, промывочный шланг и вертлюг в трубы. Восходящий поток вместе с размытой пробкой поднимается по межтрубному пространству на дневную поверхность.

По мере размыва и выноса пробки промывочные трубы медленно опускают, пока вертлюг не дойдет до устья. После этого продолжают нагнетать жидкость, пока размытая пробка не будет поднята до устья скважины, т.е. до чистой воды. Затем наращивают новую трубу и продолжают промывку скважины.

Для повышения эффективности прямой промывки применяют ряд приспособлений, усиливающих разрушительное действие струи промывочной жидкости (мундштук-перо, фреза, фрезер Мельникова, карандашный мундштук, бросовый наконечник и др.).

Основные преимущества прямой промывки: лучший размыв пробки жидкостью, выходящей из башмака промывочных труб; возможность применения на конце промывочных труб различных насадок для усиления размывающей способности струи жидкости.

Основные недостатки этого способа промывки: низкая скорость восходящей струи жидкости, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх: при большом диаметре эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных частиц песка; необходимость промывки скважины до чистой воды перед каждым наращиванием труб (во избежание их прихвата вследствие оседания песка); неизбежность перерывов в процессе промывки скважины перед каждым наращиванием труб, при этом перерывы являются более длительными, чем при обратной промывке.

Обратная промывка водой

При обратной промывке жидкость нагнетается через манифольд в тройник с герметизатором, уплотняющим НКТ, в затрубное пространство и, размывая пробку, поднимается по НКТ до тройника манифольда, а по нему к приемной емкости.

При обратной промывке жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам, благодаря чему достигаются большие скорости восходящего потока, обеспечивается вынос на поверхность более крупных фракций песка и, следовательно, ускоряется процесс промывки.

При обратной промывке для герметизации устья скважины применяют сальник для обратной промывки скважин (рис.). Он состоит из корпуса 8, изготовленного из металлического патрубка, к которому приварен отвод 9 для присоединения выкидной линии промывочного агрегата. Внутри корпуса приварен конус 7, заклинивающий резиновое уплотнение 6. На верхнюю часть корпуса навинчена гайка 1 с ручками 2 для зажатия резинового уплотнения и для посадки на нее колонны промывочных труб с элеватором при наращивании очередной трубы. Шпилька 4, шайба о и кольцо 3 вместе с резиновым уплотнением изготавливаются как одно целое в специальной прессформе.

В нижней части корпуса имеется фланец 10, с помощью которого сальник крепится на устье скважины.

Сальник для обратной промывки скважин действует подобно самоуплотняющемуся поршню. Давление промывочной жидкости распирает резиновое уплотнение и тем самым герметизирует кольцевое пространство.

Во избежание загрязнения рабочего места, обливания рабочих струей промывочной жидкости, выходящей на поверхность, применяют головку для отвода жидкости.

Основными преимуществами обратного способа промывки являются: большая скорость восходящего потока жидкости, что почти полностью устраняет возможность прихвата труб; кратковременность перерывов в процессе промывки перед каждым наращиванием труб.

Недостатками этого способа промывки являются: меньшая интенсивность размыва пробки; относительно высокое избыточное давление на забое скважины в связи с высокой скоростью восходящего потока жидкости в трубах, что при низких пластовых давлениях приводит к проникновению в пласт больших объемов промывочной жидкости; невозможность полного вскрытия фильтра в скважинах, поглощающих промывочную жидкость; невозможность применения насадок, а следовательно, и промывки скважины от плотных песчаных пробок.

В таких случаях рекомендуется применять комбинированную промывку.

После выноса песка скважину промывают до полной ликвидации пробки.

Гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки

Определение глубины установки промывочного устройства в глубиннонасосных скважинах

В глубиннонасосных скважинах, в которых после промывки пробки предусматривается подъем труб, глубина установки промывочного устройства определяется так же, как и для компрессорных скважин при подъеме всех труб. В скважинах, в которых не предусмотрен подъем труб, вопрос о глубине установки ПУ-1 решается следующим образом[3].

Если глубина подвески насоса после промывки будет оставлена без изменения или будет уменьшена, устройство ПУ-1 присоединяют к верхней трубе находящихся в скважине труб. После этого, наращивают промывочные трубы из расчета установки их башмака на 15 м выше уровня пробки. Если же после промывки скважины предусматривается увеличение глубины подвески насоса, то необходимо добавить трубы соответствующих длин. Затем установить ПУ-1 и спустить трубы в скважину. Перед промывкой скважины башмак промывочных труб должен находиться выше пробки на 15 м. По окончании промывки из скважины поднимают наращенные промывочные трубы с ПУ-1.

Задача 1. Определить глубину установки промывочного устройства в глубиннонасосной скважине глубиной 4500 м, которая выбыла из эксплуатации вследствие образования в ней пробок. Интервал перфорации 4350-4300 м. Глубина уровня пробки 4200 м. По окончании промывки промывочные трубы будут подняты.

Решение. Определим длину l3 промывочных труб, подлежащих спуску в скважину до присоединения к ним промывочного устройства, по формуле:

l3=l2+ml1, (1)

где l2-расстояние от искусственного забоя скважины до нижних отверстий фильтра, т.е. глубина зумпфа, м; т-коэффициент, предусматривающий безопасные условия работ при промывке скважины (берется в пределах 3-5, принимаем m=4); l1 - длина фильтра, м.

Тогда в формуле (1) в правой части второе слагаемое будет представлять собой учетверенную длину фильтра (4l1). Минимальное расстояние от ПУ-1 до верхних отверстий фильтра должно быть не менее 30 м.

l1=H1-H2 (2)

где H1, H2 - глубина соответственно нижних и верхних отверстий фильтра.

Подставляя данные в формулу (2), имеем:

l1=4350-4300=50 м.

Длина зумпфа скважины:

l2=H-H1 (3)

где Н - глубина скважины, м.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (3), будем иметь:

l2=4500-4350=150 м.

Тогда по формуле (2.1) получим:

l3=150+4 (4350-4300) = 350 м.

После установки ПУ-1 на расчетной глубине продолжают спуск промывочных труб, общую длину которых до начала промывки скважины определяют по формуле:

l=H3-l0 (4)

где H3 - глубина верхнего уровня пробки, м; l0 - минимальное расстояние между башмаком промывочных труб и верхним уровнем пробки, необходимое, чтобы избежать посадки труб в пробку (l0=15-20 м, принимаем l0=15 м). Тогда

l=4200-15=4185 м.

Технологический расчет

Задача 2. Произвести гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки. Определить: 1) давление на выкиде насоса; 2) давление на забое скважины; 3) необходимую мощность двигателя; 4) время на промывку скважины для удаления пробки и 5) разрушающее действие струи при промывке скважины.

Исходные данные: глубина скважины H=4500 м; диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; диаметр промывочных труб d=73 мм; максимальный размер песчинок, составляющих пробку, д=0,45 мм; глубина фильтра скважины 4350-4300 м; уровень песчаной пробки равен 4200 м.

Для промывки используется насосная установка УН1Т=100Х Х200.

В таблице 8 приведена характеристика насоса НП-100ХЛ1 насосной установки УН IT-100X200 при частоте вращения вала двигателя, равном 1070 об/мин, общем коэффициенте полезного действия з=0,8 и диаметре плунжера, равном 125 мм.

Таблица 8. Подача и давление, развиваемые насосом НП-100ХЛ1

Скорость коробки передач

Число двойных ходов плунжера в минуту

Подача, дм3/с

Давление, МПа

I

49,8

3,8

20,0

II

72,8

5,6

17,1

III

110,0

8,4

11,3

IV

168,0

12,9

7,4

Прямая промывка водой

Решение.

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

(1)

где л - коэффициент трения при движении воды в трубах (данные приведены ниже); dB - внутренний диаметр промывочных труб, мм; vH - скорость нисходящего потока жидкости, м/с.

На рисунке 9, находим скорости нисходящего потока воды при соответствующей подаче насоса, т.е.

Подача VH

на I 3,8 дм3/с l, 26 м/с

II 5,6 дм3/с 1,85 м/с

Ш 8,4 дм3/с 2,78 м/с

IV 12,9 дм3/с 4,27 м/с

Ниже приведены коэффициенты гидравлического сопротивления.

Диаметр труб, мм… 48 60 73 89 102 114

л …… 0,040 0,037 0,035 0,034 0,033 0,032

Подставив численные значения величин, входящих в формулу (1), находим потери напора h, при работе установки на IV скоростях:

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

(2)

где ц - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости. Находится в пределах 1,1-1,2, принимаем ц=1,2; л - коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве, определяется по разности диаметров 168 мм (Dв=150 мм) и 73 мм (dH=73 мм) труб: 150-73=77 мм, что почти соответствует внутреннему диаметру 89-мм труб, для которых л=0,034; dH-наружный диаметр промывочных труб; vв - скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с (определяем по таблице 1.16).

Таблица 9. Скорость движения жидкости в затруб. пространстве (м/с)

Расход жидкости q, дм3/с

Диаметр эксплуатационной колонны, мм

146

168

Диаметр насосно-компрессорных труб, мм

60

73

89

60

73

89

102

114

1

0,10

0,11

0,14

0,06

0,07

0,09

0,10

0,13

2

0,19

0,22

0,28

0,13

0,15

0,17

0,21

0,27

3

0,29

0,33

0,42

0,20

0,22

0,27

0,31

0,40

4

0,38

0,44

0,56

0,27

0,30

0,34

0,41

0,54

5

0,48

0,55

0,70

0,34

0,37

0,43

0,52

0,67

6

0,57

0,66

0,85

0,40

0,44

0,52

0,62

0,81

7

0,67

0,77

0,99

0,47

0,52

0,61

0,73

0,95

8

0,77

0,88

1,13

0,54

0,60

0,70

0,83

1,08

9

0,86

0,99

1,27

0,60

0,66

0,78

0,93

1,21

10

0,96

1,10

1,41

0,67

0,74

0,87

1,04

1,35

12

1,15

1,32

1,69

0,81

0,88

1,04

1,25

1,62

15

1,44

1,65

2,11

1,01

1,11

1,36

1,56

2,02

17

1,63

1,87

2,39

1,15

1,25

1,48

1,77

2,30

20

1,92

2,20

2,82

1,35

1,49

1,74

2,08

2,70

Для расходов жидкости на I, II, III и IV скоростях насосной установки УН1Т-100Х200 по таблице находим соответствующие значения скоростей восходящего потока для 73 мм промывочных труб, спущенных в 168 мм колонну: они равны v'в=0,28; v"в =0,41; v» 'в =0,62; vIVв=0,96 м/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (2), получим потери напора h2 при движении жидкости с песком в затрубном пространстве:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

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

(3)

где т - пористость песчаной пробки (принимаем равной 0,3); F - площадь проходного сечения 168-мм эксплуатационной колонны (F=177 см2); l - высота пробки промытой за один прием (длина двухтрубки равна 14 м); f - площадь поперечного сечения кольцевого пространства между 168-мм и 73-мм трубами (f=135 см2); рп - плотность зерен песка (рп=2600 кг/м3); рж - плотность промывочной жидкости - воды (рж=1000 кг/м3); Vкр - скорость свободного падения песчинок в воде для песчинок размером д=0,45 мм равна 4,90 см/с (берется из данных таблицы 1.17); Vв - скорость восходящего потока жидкости, см/с.

Подставляя численные значения величин, входящих в формулу (3), находим потери напора h3 при работе установки:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

Таблица 10. Скорость свободного падения песчинок в воде Vкр

Размер зерен, мм

Скорость свободного падения, см/с

Размер зерен, мм

Скорость свободного падения, см/с

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

1) Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды. Эти потери находим по таблице 11 путем интерполирования.

Потери напора, возникающие в шланге h4 и вертлюге h5, составляют в сумме при работе:

на I скорости (h4+h5)I=7,2 м;

на II скорости (h4+h5)II =15 м;

на III скорости (h4+h5)III=31,8 м;

на IV скорости (h4+h5)IV=128 м.

Таблица 11. Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге

Расход воды, дм3/с

Потери напора, м

Расход воды, дм3/с

Потери напора, м

3

4

8

29

4

8

9

36

5

12

10

50

6

17

12

104

7

22

15

186

5) Находим потери напора h6 на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии l=50 м. Тогда по формуле (1) находим потери напора:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

6) Определяем давление на выкиде насоса (в МПа):

(4)

где - сумма потерь, м.

Подставляя значения, имеем:

на I скорости

на II скорости

на III скорости

на IV скорости

7) Определяем давление на забое скважины при работе установки:

(5)

где Н - глубина скважины, м.

Подставляя данные в формулу (5), получим давление на забое скважины:

8) Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки, по формуле

(6)

где за - общий механический к. п. д. насосной установки (принимаем равным за = 0,8).

Подставляя в формулу (6) полученные данные, будем иметь:

Из расчета видно что, так как насосная установка УН1Т-100Х200 имеет номинальную полезную мощность 83 кВт, то работа ее на III скорости невозможна. Поэтому все дальнейшие расчеты будем вести для первых трех скоростей установки.

9) Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки:

(7)

Подставляя данные в формулу (7), получим K установки:

на I скорости

на II скорости

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

(8)

Подставляя фактические данные в формулу (8), получим значения скоростей подъема:

на I скорости

на II скорости

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

(9)

Итак, продолжительность подъема песка:

12) Определяем размывающую силу (силу удара) жидкости по формуле:

(10)

где Q - подача агрегата, дм3/с; f - площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, т.е. площадь поперечного сечения промывочных труб (для 73-мм колонны f=30,19 см2); F - площадь проходного сечения эксплуатационной колонны (для 168-мм колонны равна 177 см2).

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены