Подземный ремонт нефтяных и газовых скважин

    Размеры труб гладких, высокогерметичных и  муфт к ним КТ (мм)

    

Условный  диаметр трубы	Трубы				Муфты
	Наружный  диаметр, D	Толщина стенки, S	Внутренний  диаметр, d	Масса 1 м, кг	Наружный диаметр, Dм	Длина, Lм	Масса, кг
60	60,3	5,0	50,3	6,8	73,0	135	1,8
73	73,0	5,5	62,0	9,2	88,9	135	2,5
		7,0	59,0	11,4
89	88,9	6,5	75,9	13,2	108,0	155	4,1
		8,0	72,9	16,0
102 114	101,6 114,3	6,5 7,0	88,6 100,3	15,2 18,5	120,6 132,1	155 205	5,1 7,4

 
 

     G_нкт = 90,25 2350 + 24,525 (2350/8) = 182625,4 Н = 219,292 кН. 

    Определим статическую нагрузку, действующую  на крюк, с учетом облегчения веса труб в нефти: 

где:

• К – коэффициент, учитывающий затяжки и прихват колонны

(К  = 1.25-30);

• G_к – вес колонны, кН;
• ρ_н , ρ_м – плотность соответственно нефти, равная 860 кг/м³ и материала труб, кг/м³.

 

     Тогда, приняв К = 1.3, определим статическую нагрузку, действующую на крюк:  

     Исходя  из максимальной нагрузки на крюке, которая составляет 245,7498 кН, для производства ремонтных работ в данной скважине выбираем подъемный агрегат типа А-50М (табл. 1), смонтированный на автомобиле КрА3-257 и оборудованной вышкой-мачтой грузоподъемностью 65 т. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рис. 1. Схема  распределения усилий в струнах  талевого каната 

     Вес талевой системы определяется по формуле:

                                  

где:

• q_кб – вес кронблока КБЭР-50 (равен 7,64 кН);
• q_тб – вес талевого блока БГЭ-50 (равен 5,17 кН);
• q_кр – вес крюка КрЭ-50 (равен 2,69 кН). 

  = 7,64 + 5,17 + 2,69 = 15,5 кН.

      

     Определим число рабочих струн оснастки талевой системы:  

где:

• Р_Iтm – наибольшее тяговое усилие на набегающем конце талевого каната на I скорости, для подъемника А-50М Р_Iтк = 100 кН (табл. 3);
• η_тс – к. п. д. талевой системы, равный 0,85.

 

     К. п. д. талевой системы зависит  от числа шкивов, кронблока и талевого блока. 

     Таблица 2

     Данные  для расчета

    

Число шкивов	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
К.п.д. талевой  системы	0,95	0,94	0,92	0,90	0,88	0,87	0,85	0,84	0,82	0,81

 

    n = / 100 · 0,85 = 2,89111 

Таблица 3

     Краткая техническая характеристика передвижных агрегатов и

     установок для ПРС

Технические данные	Установки
	АзИНмаш-43А	УПТ1-50	АзИНмаш-37А	А-50М	КОРО1-80
Транспортная  база	Трактор Т100МБГС	Трактор Т130МГ	Автомобиль КрАЗ-255Б	Автомобиль КрАЗ-257	Автомобиль МАЗ-537
Мощность  привода, кВт	79,4	117,6	176,5	176,5	425
Предельная  глубина ПРС, м	2900	3500	3000	3500	4000
Грузоподъемность, т	28	50	32	65	80
Максимальное  натяжение каната, кН	75	90	85	100	140
Талевая система	2 × 3	3 × 4	2 × 3	3 × 4	4 × 5
Высота  вышки, м	18	18	18	22	30
Лебедка	Однобарабанная			Двухбараб.	Однобараб.
Вместимость барабана, м канат Ø 25 мм Ø 15 мм Ø 13 мм	– 2000 2300	– 2000 2300	– 2000 2300	300 – 2340	500 2500 3500
Число скоростей прямых обратных	4 4	4 2	3 1	4 4	4 4
Автоматический  ключ	АПР-2ГП	2ПР-2ГП	АПР-2ГП АШК-Т	АПР-2ГП	АПР, АШК
Ротор	–	–	–	Р-360	Р-360
Насос	–	–	–	9МГР	15ГР
Масса, т	22,4	25	20,4	22,1	109,45

 

     Согласно  расчету и выбранному агрегату принимаем оснастку 3х4 с креплением неподвижного конца талевого каната диаметром 25 мм к серьге в основании вышки (число рабочих струн n = 6).

            Определим допустимую глубину  спуска колонны НКТ с учетом  выбранной оснастки  

где:

• β – коэффициент, учитывающий трение в подшипниках шкивов и каната о шкивы (принимаем β = 1,03);
• P_Imm – наибольшее тяговое усилие на набегающем конце талевого каната на I скорости;
• n – количество рабочих струн талевой оснастки;
• q´ – вес 1 м НКТ с учетом веса муфт, Н.

 

      q´  = G_кр / L,

где:

• L – длина колонны НКТ, м;
• G_кр – вес колонны насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину.

 

       Вес колонны насосно-компрессорных  труб, спускаемых в скважину: 

q´ = G_кр / L = 245,7498 / 2650 = 0,09273577 кН/м = 92,73577 Н/м. 
 
 

     Таким образом, при выбранной нами оснастке 3х4 можно проводить работы в скважине с насосно-компрессорными трубами диаметром 73 мм до глубины 4965 м, при глубине скважины 2350 м.

     Определим натяжение ходового конца талевого  каната по формуле:                   

где Р_об – вес поднимаемого оборудования (якоря и отсекателя, Р_об = 8,0 кН). 
 
 

     Определим натяжение неподвижного конца талевого каната по формуле:

                                   
 
 

     Подставляя  полученные цифровые значения в формулу  получим:

   

     _{Принимаем Pmax = 347 кН.}

     На  основании проведенного расчета  выбираем агрегат А-50М с вышкой-мачтой телескопической конструкции, номинальная  грузоподъемная сила которой равна 638 кН (65 т).

     Агрегат А-50М (рис. 2) предназначен для освоения и ремонта нефтяных, газовых и  нагнетательных скважин с проведением  спускоподъемных операций с насосно-компрессорными и бурильными трубами, промывки песчаных пробок, глушения скважин, циркуляции промывочного раствора при бурении, фрезеровании и разбуривании цементных  стаканов для проведения ловильных  и других работ по ликвидации аварий в скважинах. Все механизмы агрегата, кроме промывочного насоса, смонтированы на шасси КрАЗ-257 с подогревателем ПЖД-44-П. Промывочный насос 9МГр смонтирован  на двухосном прицепе. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1.2 Глушение скважины

Краткая характеристика работы

     В настоящее время на стратегически важных и уникальных по запасам месторождениях из-за сложных геолого-технических и климатических условий разработки, низкой эффективности существующих технологических процессов и отсутствия химических реагентов специального назначения происходит серьёзное отставание ремонтно-восстановительных работ скважин от имеющихся потребностей. Значительное число скважин нуждается в расконсервации и выводе из бездействия, требует проведения работ по капитальному и текущему ремонту.

     В процессе проведения ремонтных работ  на скважинах из-за использования  несовершенных технологических  жидкостей происходит глубокая и  зачастую необратимая кольматация  порового пространства околоскважинной  зоны, приводящая к кратному снижению продуктивности скважин. Для предотвращения выбросов примерно на половине скважин осуществляются повторные глушения, что приводит к еще более глубокой кольматации пористой среды и дальнейшему снижению продуктивности скважин. На газоконденсатных месторождениях ситуация с каждым годом усугубляется существенным снижением пластового давления. Восстановительные работы и продолжительное освоение таких скважин иногда превышают стоимость их строительства 

Цель  работы: выбор жидкости для глушения скважин и ее состав, в зависимости от параметров скважины, а так же выбор оборудования для глушения скважины. 

Задачи: произвести расчет глушения скважины, выбрать жидкость глушения, выбрать оборудование, изобразить схему обвязки агрегатов, исходя из следующих данных: 
 
 
 
 
 
 
 
 

Методика  расчета глушения скважин

      Таблица 1

    

Проектная глубина, м	Диаметр эксплуатационной  колонны, мм	Пластовое давление, МПа	Интервал продуктивного пласта, м	Δ – толщина стенки  эксплуатационной колонны, мм	Диаметр НКТ, мм
2350	146	22,5	2304-2309	7,5	73