Подземный ремонт нефтяных и газовых скважин

1.13. Чистка скважины гидрожелонкой

       Гидромеханический способ освоения скважин очистителем  скважин (ОС) (метод мгновенного многократного  создания депрессии)

       Сущность  метода заключается в следующем. В скважину, заполненную жидкостью  спускают на насосно-компрессорных  трубах компоновку, низ которой оборудован фильтром (который устанавливается  напротив дренируемого пласта), выше фильтра  НКТ оснащено клапанным механизмом. Выше клапанного механизма устанавливают  микроклапан для слива жидкости при подъеме НКТ.

       Компоновка  при очистке призабойной зоны скважины очистителем скважин (ОС) (Рис. 15).

       Очистка призабойной зоны скважины гидрожелонкой

1. Наворот гидрожелонки с последующим спуском

       Исходя  из требуемой депрессии на пласт  устанавливают гидрожелонку, а НКТ  после гидрожелонки спускают порожние (без жидкости), длина порожних труб будет предположительно равняться  величине создаваемой депрессии  на пласт .

       Далее с помощью подъёмного агрегата А-50М продолжают спускать НКТ до полной посадки на забой.

       2) Создание депрессии на продуктивный  пласт с извлечением различных  кольматантов, и продуктов реакции  от СКО

       При спуске колонны НКТ  в скважину нижний конец колонны упирается в забой скважины, а вся колонна силой инерции срезает две срезные шпильки и продолжает движение вниз на величину хода клапана гидрожелонки . При этом открывается клапан гидрожелонки и происходит резкий заброс загрязненной жидкости и твердых частиц из забоя скважины во внутреннюю полость колонны НКТ за счет разности давлений внутри колонны НКТ и на забое скважины.

       С момента достижения жидкостью статического уровня процесс движения жидкости прекращается, но продукты кольматации пласта удерживаются в НКТ за счет клапанного механизма  выше фильтра. 
 

       

                   Рис. 14 Компоновка на НКТ            Рис. 15 Местоположение гидрожелонки

                             в компоновки 
 
 
 
 
 
 
 

1.14. Обработка призабойной зоны кислотой

     Для заданных условий концентрацию кислоты  для первичных  обработок обычно  принимают  8 - 10%.   Примем   10%.

     Количество  кислоты, расходуемой на 1 м толщины пласта, для песчаников составляет 0,4 – 0,6 м³, принимаем 0,5 м³. В этом случае общий объем рабочего кислотного раствора составит 0,5 ∙ 5 = 2,5 м³.

            На приготовление 10м³  10%-ного рабочего солянокислотного 
раствора требуется    3890   кг 27,5%-ной НС1 и 6,6 м³ воды, следовательно, для приготовления 2,5м³  расход реагентов (соответственно кислоты и технической воды) будет равен: 
 

     Количество  концентрированной товарной соляной  кислоты для приготовления

10 %-ного  рабочего солянокислотного раствора  можно найти по формуле 

W_k =                          (48) 

где А и В - числовые коэффициенты, значения которых приведены в таблице; x и z - концентрации соответственно рабочего солянокислотного раствора и товарной соляной кислоты; W - объем рабочего кислотного раствора, равный 11 м³.

       В нашем случае для 10 %-ной соляной кислоты числовой коэффициент А = 214, а для 27 %-ной коэффициент B = 226; х - 10%-ная концентрация солянокислотного раствора; z - 27,5%-ная концентрация товарной кислоты; W = 2,5 м³ - объем рабочего кислотного раствора.

      Следовательно, по формуле (48)  имеем: 
  
 

     После приготовления рабочего раствора соляной  кислоты проверяют полученную концентрацию раствора НС1, и если она не соответствует выбранной, добавляют к раствору воду или концентрированную кислоту. 
 

Количество добавляемой  воды  при  концентрации  НС1>10%

                  q_в =                     (49)

количество  добавляемой соляной кислоты, если концентрация HCl< 10%

q_к = ,     (50)

где q_B и q_K объемы добавляемой воды и концентрированной кислоты, м³; р — плотность раствора выбранной концентрации; p₁ и р₂ — плотность приготовленного раствора соответственно пониженной и повышенной концентрации; р₃ — плотность концентрированной соляной кислоты; W- объем солянокислотного раствора 10 %-ной концентрации.

     В качестве ингибитора коррозии принимаем  катионоактивный реагент — катион А в количестве 0,01 % объема рабочего кислотного раствора

Q_и = 2,5∙ 0,01 ∙0,01 = 0,00025 м³.

     Против  выпадения из солянокислотного раствора содержащихся в нем солей железа добавляют в рабочий раствор уксусную кислоту в количестве

Q_УК = 1000∙ b_у∙        (51)

где b_y - количество уксусной кислоты, % от рабочего раствора соляной кислоты (b_у = f + 0,8, где f - содержание в соляной кислоте железа, равное f = 0,5%, тогда b_У = 0,5 + 0,8= 1,3 %); W - объем рабочего солянокислотного раствора; С_у — концентрация уксусной кислоты, принимается  С_у = 80%.        

Q_ук = 1000 ∙ 1,3 ∙ (2,5/80) = 138,125 дм³.

     Для растворения цементирующего породу силикатного и глинистого материалов, а также для очистки поверхности забоя от глинистой или цементной корки в рабочий раствор соляной кислоты добавляют плавиковую кислоту в количестве

                                                Q_пк = 1000∙ b_п ∙ (W/C_п),                                      (52) где b_п — количество добавляемой плавиковой кислоты, % от объема рабочего солянокислотного раствора, обычно равное 1 - 2%, принимается равным 2%; С_п  концентрация плавиковой кислоты, обычно составляет 40%.

     Подставляя  численные значения величин в формулу (52), будем иметь:

Q_пк= 1000∙2∙ (2,5/40) = 425 дм³.

     В качестве интенсификатора для понижения  поверхностного натяжения, применяют препарат ДС (детергент «Советский»), который одновременно является ингибитором и наиболее активным понизителем скорости реакции соляной кислоты с породой. Большое снижение (в несколько раз) скорости реакции способствует более глубокому проникновению кислоты в пласт.

     Необходимое количество ДС для 3,5 м³ раствора принимается из расчета 1 —1,5% рабочего солянокислотного раствора, т. е. 3,5∙0,01=0,035 м³ или 35 дм³.

      Уточняем  количество воды, необходимой для  приготовления 
принятого объема рабочего солянокислотного раствора с учетом 
всех добавок: 

V = W - W_K - ΣQ,                            (53)

где ΣQ — суммарный объем всех добавок к солянокислотному раствору (уксусная и плавиковая кислоты, ДС).

ΣQ = 0,00002 + 0,138125 + 0,425 =  0,564 м³.

     Следовательно, по формуле (49):

V = 2,5 – 0,138125 - 0,564 = 2,39 м³.

     Для изоляции зумпфа - отстойника применяют  раствор хлористого кальция относительной плотности 1,2.

     Объем 1 м³ ствола скважины с внутренним диаметром D_B = 0,128 м составляет 0,785 ∙ 0,128² ≈ 0,00985 м³, а объем 30 м зумпфа будет

     0,00985 ∙30 ≈ 0,295 м³.

     Для получения 1 м³ хлористого кальция относительной плотностью 1,2 требуется 540 кг СаС1₂ и 0,66 м³ воды. Для изоляции всего зумпфа количество СаС1₂ составит 540 ∙ 0,295 =159 кг и воды 0,66 ∙ 0,295 = 0,2 м³.

     Перед обработкой скважины зумпф ее заполняют  раствором хлористого кальция. Для этого трубы спускают на 1-2 м выше забоя, восстанавливают в скважине циркуляцию и при открытом затрубном пространстве закачивают раствор хлористого кальция и продавливают его в зумпф закачкой в трубы нефти в объеме выкидной линии и промывочных труб. Затем приподнимают трубы и устанавливают башмак промывочных труб у нижних отверстий фильтра, после чего в скважину закачивают кислоту.

     При закачке кислота заполняет выкидную линию диаметром 0,073 м, длиной 100 м от насосного агрегата (объем ее составит 3,14*0,00073  ∙ 100 = 0,079 м³), промывочные трубы внутренним диаметром 0,062 м, длиной 2300 м (объем их равен 3,14*0,00073*2303=5,16 м³) и нижнюю часть скважины от подошвы до кровли пласта (объем ее составит 3,14*0,003136∙5 = 0,167 м³). После этого устье герметизируют (закрывают затрубное пространство) и остаток рабочего солянокислотного раствора продавливают в призабойную зону скважины. Для вытеснения соляной кислоты из труб требуется 30,1 м³ нефти. 
 

 

1.15. План текущего ремонта скважины

Перевод скважины с УЭЦН на ШГН

Необходимые исходные данные:

Эксплуатационная  колонна: 146 мм, Н=2330м.

Категория скважины: первая.

Интервал перфорации: 2304-2309 м.

Пластовое давление: 225 атм. на 21.01 .2012г.

Газовый фактор: 50 м³ / м³

Давление опрессовки эксплуатационной колонны:  100 кгс/см²

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

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

Цель ремонта: повышение дебита 

Объем работы:

1. Принять меры по ООС и ТБ.
2. Ознакомить бригаду с планом работ
3. Завезти на скважину р-р 1.025 г/см³- 38 м³, подземное оборудование глубинный штанговый насос типа 25-175-THM с исполнением по креплению всасывающего клапана по 11АХ-API (внутренний диаметр насоса= 44, 5 мм., Диаметр НКТ= 73 мм.)
4. Заглушить скважину раствором 1.025 г/см³ в объеме 35 м³ за один цикл. Отстой. Получение разрешения НВО.
5. Прежде чем приступить к работам по подъему ЭЦН 3К 45/30 из скважины, необходимо выключить установку и блок рубильник-предохранитель.
6. Отсоединяем кабель, питающий двигатель, от станции управления, проверяем сопротивление изоляции.
7. Далее демонтируем устьевую арматуру через сбивной клапан, установленный над насосом, спускаем жидкость из колонны НКТ при помощи спецгруза. В результате жидкость из труб перетекает в экс.колонну.
8. Затем в муфту верхней НКТ, подвешенной на планшайбе, ввинчивают подъемный патрубок для захвата элеватором.
9. Разбирают сальник кабельного ввода в планшайбе и извлекают НКТ с кабелем. Скорость подъема ЭЦН не более 0,25 м/сек. Разбирают сальник кабельного ввода в планшайбе и извлекают НКТ с кабелем. Скорость подъема ЭЦН не более 0,25 м/сек.
10. После подъема ЭЦН снимают защитные кожухи плоского кабеля. Под головкой нижней секции насоса устанавливают хомут, агрегат спускают до посадки хомута на фланец экс. колонны и верхнюю секцию насоса отсоединяют от нижней. После проверки вращения вала верхнюю секцию закрывают защитной крышкой и укладывают на стеллаж.
11. Перед спуском штангового насоса в скважину проверяют плавность хода плунжера. Во вставных насосах дополнительно проверяют состояние стопорного конуса. Неисправности насоса устраняют в мастерских.
12. Затем опускаем защитное приспособление (фильтр, предохранительную сетку и др.), замковую опору вставного насоса в колонну НКТ.
13. Далее спускаем колонну штанг с плунжером вставного насоса 25-175-THM на заданную глубину 1000 м.
14. Соединяем верхнюю штангу с полированным штоком в соответствии с правилами подготовки плунжера в цилиндре насоса.
15. Собираем устьевое оборудование и запускаем скважину в   эксплуатацию.
16. Непредвиденные работы.

 

 

 

      «Подрядчик»                                                                                                    «Заказчик»

      ООО «БК Евразия»                                                                                            ЦДНГ № 3

    АКТ

    на  производство текущего ремонта

    скважины 224 куст 1

    месторождение Шушминское

    категория - эксплуатационная

№  п/п	Характеристика  скважины	До ремонта	После ремонта
1.	Эксплуатационная  колонна	146 мм	146 мм
2.	Искусственный забой	-	-
3.	Текущий забой	2300 м	2300 м
4.	Состояние забоя	Песок 50 м	-
5.	Диаметр лифта  НКТ, глубина спуска	73 мм, 1000 м	73 мм, 1000 м
6.	Способ эксплуатации	С помощью ЭЦН	С помощью ШГН
7.	Интервал перфорации пл. Ю1	2304-2309 м
8.	Тип фонтанной  арматуры	АФК1-6521ХН

 

    Цель  ремонта:                                                                  восстановление дебита

    Начало  ремонта:                                                            20.01.2012г. 12⁰⁰     

    Окончание ремонта:                                                      24.01.2012г.  09⁰⁰