Подземный ремонт нефтяных и газовых скважин

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального образования

        НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт  природных ресурсов

Кафедра БС

 
 
 

   Курсовая  работа по дисциплине

   «Подземный  ремонт нефтяных и  газовых скважин» 
 
 
 
 
 

   Выполнил 

   Студент гр.2б882      ________________

   Дашиев  Э.В.                          ^{(подпись)}

                                          _________________

                                                   ^(дата) 
 

   Руководитель

   Профессор              _________________

   Боярко  Ю. Л.                       ^{(подпись)}

                                    _________________

                                                     ^(дата) 
 

   ТОМСК 2012

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное  учреждение

высшего профессионального образования

НАЦИОНАЛЬНЫЙ  ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт  природных ресурсов 

ИГНД

Кафедра бурения  скважин

Группа 2Б882

ЗАДАНИЕ

на  курсовую работу по дисциплине

«Подземный  ремонт нефтяных и  газовых скважин»

Выдано студенту      Дашиеву Эрдэму Викторовичу                                                          (фамилия, инициалы)

1. Тема курсовой  работы  Перевод скважины с ЭЦН на ШГН(1000 м)             

2. Тема спецвопроса     Бурение бокового ствола как способ ликвидации аварии ( Голова колонны находится на расстоянии 1000 м от забоя)

3. Срок сдачи  студентом законченной курсовой  работы  «  01  »   мая    2012г.

4. Исходные данные  к проекту:

4.1. Категория  скважины: первая

4.2. Пластовое  давление: 225 атм.    

4.3. Статический  уровень:       0     м.

4.4. Газовый фактор:        50     м³/м³.

4.5. Дебит скважины  по жидкости:    60,2   м³/сут,  нефти    48 т/сут,  обвод     20   %.

4.6. Диаметр эксплуатационной  колонны:   146    мм. Опрессована    100   кгс/см²    

4.7. Искусственный  забой:   -   текущий:      2300 м        дата:    14.01.2012

4.8.  Интервалы  перфорации: 2304-2309 м          пласт         

4.9. Подземное  оборудование:  насос У9ЭЦН5-40-1400, НКТ 75 мм

4.10. Наземное  оборудование: Станция управления , трансформатор, арматура фонтанная АФК1Э-65Х14

4.11. Скважина  простаивает: c  21 января     2012 г.

4.12. Состояние  ствола:        парафин до глубины 350 м.  

                              (соль, парафин, гидрат)

4.13. Наличие циркуляции:   есть

                                (есть, нет, при каком давлении)

4.14. Дата выполнения  последнего ремонта и количество  за год: 1 сентября 2011 г.

4.15. Цель ремонта:  Восстановление дебита 

4.16. Выполнить  на скважине следующие объемы  работы: подготовить территорию, заглушить скважину, демонтировать  устьевую арматуру, поднять НКТ, поднять ЭЦН, спустить ШГН.  

4.17. Заглушить  скважину:      1,025  уд. вес,     35  м³, иметь запас:   100  %

4.18. Провести  технологические операции: промывка песочной пробки, депарафинизация, гидроразрыв пласта, солянокислая обработка, чистка скважины желонкой

4.19. Спустить в скважину: ШГН типа 25-175 –ТНМ, НКТ ᴓ73 на глубину 1000 м.(125 трубок)

4.20. Вызвать приток  и передать скважину представителю  НГДУ по акту.  

Руководитель 

доцент Боярко Ю.Л. _______________ «    » __    2012г. 

Задание принял

Дашиев Э.В.          «      »           2012г.

Оглавление

ВВЕДЕНИЕ 2

1. Технологическая часть 3

1.1. Выбор подъемника 3

1.2 Глушение скважины 10

1.3. Расстановка оборудования на скважине 22

1.4. Подъем мачты агрегата 24

1.5. Демонтаж устьевого оборудования 27

1.6. Монтаж ПВО 28

1.7. Подъем НКТ 31

1.8. Спуск технологических НКТ 43

1.10. Расчет промывки песочной пробки 45

1.11. Очистка оборудования от парафина 65

1.12. Гидравлический разрыв пласта 70

1.13. Чистка скважины гидрожелонкой 82

1.14. Обработка призабойной зоны кислотой 84

     1.15. План тек. ремонта скважины: Перевод скважины с УЭЦН на ШГН…..87

2. СПЕЦИАЛЬНЫЙ ВОПРОС: «Бурение бокового ствола» 90

ЗАКЛЮЧЕНИЕ 97

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 98 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     ВВЕДЕНИЕ

       Энергетические  ресурсы являются главной движущей силой промышленного производства, ключевой составляющей экономического развития любого государства. На сегодняшнем  этапе экономического развития России нефтегазодобывающая промышленность играет одну из ключевых ролей, способствуя  решению социальных проблем общества и развитию других отраслей. Скачок цен на нефть в новом веке на рынках мира благоприятно повлиял на российскую экономику, в частности  и на состояние геологоразведочной и добывающей промышленности. Это  является важным стимулом для роста  добычи нефти в ΧΧІ веке.

       Для увеличения  добычи углеводородного  сырья необходимо увеличение объёмов  геологоразведочных работ, а также  ввода в эксплуатацию новых месторождений. Кроме этого стабилизация добычи на уже разбуренных месторождениях в течение как можно более  длительного временного интервала  является главнейшей задачей для  нефтедобывающих предприятий.  Это  потребовало и требует значительного  увеличения объёмов эксплуатационного  и глубокого разведочного бурения, а также внедрения новых технологий и расширения арсенала методов капитального ремонта скважин.

       Капитальный ремонт нефтяных скважин – одно из главных условий увеличения добычи углеводородного сырья. Квалифицированное  и эффективное проведение этих работ, умелое использование современного комплекса оборудования, материалов и технологий являются залогом успешной, эффективной и рациональной эксплуатации месторождений.

       С ростом мировых цен на нефть до 80 –150 $ за баррель всё более актуальной становится разработка и эксплуатация месторождений с относительно небольшими запасами, месторождений с трудно извлекаемыми запасами, месторождений, коллекторские свойства продуктивных пластов которых,  характеризуются  низкой проницаемостью, а скважины имеют по этой причине пониженные дебиты.

       В данной курсовой работе проектируется  комплекс работ капитального ремонта  скважин, предназначенный для восстановления, а также увеличения дебита эксплуатационной добывающей скважины. Проектируется перевод скважины с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный, в связи с падением пластового давления в процессе эксплуатации месторождения, а также проведение солянокислотной обработки и гидроразрыва продуктивного пласта.  Проектная глубина скважины составляет 2350 метров.

     1. Технологическая часть

1.1. Выбор подъемника

    Выбор необходимого наземного оборудования и инструмента для ремонта  скважин производят исходя из категории  и разновидности предстоящего подземного ремонта. Для ремонта скважин  используют подъемные лебедки, монтируемые  на самоходной транспортной базе –  автомобиле или тракторе. Лебедка  может монтироваться совместно  с вышкой, талевой системой и другим оборудованием. В этом случае оборудование в целом называют подъемной установкой, а при более полной комплектации (насосом, ротором, вертлюгом и др.) – комплексом подъемного оборудования. Если на тракторе монтируют только лебедку, такой механизм называют подъемником.

    В самоходных установках и подъемниках  для привода лебедки и других вспомогательных механизмов, как  правило, используют двигатель самой  транспортной базы. Передача вращения осуществляется от механизма отбора мощности, через трансмиссию и  коробку скоростей на барабан  лебедки, при вращении которого наматывается или разматывается канат. Выбор  установки, комплекса оборудования и инструмента зависит от глубины  ремонтируемой скважины, характера  и степени сложности работ. Основным критерием для выбора вышки и  оборудования является их грузоподъемность.

    В процессе ремонтных работ на вышку (мачту) действуют вертикальные и  горизонтальные нагрузки. Выбор вышки  производят по вертикальным нагрузкам, для чего определяют максимальное значение, которое может испытывать вышка  в процессе ремонта скважины. Методика выбора лучше всего усваивается  на примерах.

    Максимальная  и вертикальная нагрузки, действующие  на вышку, определяются по формуле 

где:

• P_кр – максимальная нагрузка, действующая на крюк, кН;
• Р_хк, Р_нк – натяжение соответственно ходового и неподвижного концов талевого каната, кН;
• Р_тс – вес талевой системы, кН.

 

     Для вычисления Р_max находимо определить вес колонны НКТ, спускаемых в скважину по формуле:

                            _^,

где:

• q_нкт – вес 1 м гладкой насосно-компрессорной трубы, Н (табл. 1);
• L – длинна колонны, м;
• q_м – вес муфтового соединения НКТ, Н;
• l – средняя длинна трубы, м.

 

     При выполнении расчетов вес труб и муфт необходимо перевести в Н, т.к. в таблице 3 приложений он дан в килограммах.

     Вес одного метра НКТ 73 при толщине стенки равной 5,5 мм равен 9,2 кг, тогда q_нкт в Ньтонах будет равен:

     q_нкт = 9,2 9,81 = 90,25 Н. 

     q_м – вес муфтового соединения НКТ 2,5 кг (табл. 1), будет равен в Нютонах:

     q_м = 2,5 9,81 = 24,525 Н. 

                                                                                                                 Таблица 1