Технология и оборудование нефтяных и газовых скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ  И НАУКИ РФ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ  БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ  ТЕХНИЧЕСКИИ УНИВЕРСИТЕТ

Факультет среднего профессионального  образования

Геологоразведочный техникум

 

 

 

 

 

 

КОНТРОЛЬНАЯ  РАБОТА

 

по дисциплине «Технология и оборудование для капитального ремонта НиГС»

 

 

 

Выполнил: Быков В.С.

                                                                                                             (Ф.И.О. студента)

группа:гНБУз-09-1

                                                                                                           (индекс группы)

06153

(номер зачетной книжки)

 

 

                                                                              Проверил: Патрушев Н.П.

 (Ф.И.О. преподавателя)

 

 

Иркутск, 2013 г.

1. Понятие капитального и текущего ремонта скважин.

Капитальным ремонтом скважин (КРС ) называется комплекс работ связанных с восстановлением работоспособности обсадных солонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией сложных аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Текущим ремонтом скважин (ТРС) называется комплекс работ, направленных на восстановление работоспособности скважинного и устьевого оборудования, и работ по изменению режима эксплуатации скважины, а так же по очистке скважинного оборудования, стенок скважины и забоя от различных отложений (парафина, гидратных пробок, солей, продуктов коррозии).

2. Технология спуска  в скважину ЭЦН при его замене

1.    Спуск установки производится со скоростью не выше 0,25 м/сек (~35 сек на 1 НКТ), а при прохождении УЭЦН через отмеченые в плане работ участки кривизны с темпом набора более 30' на 10 метров, скорость не должна быть выше 0,1 м/сек (1 НКТ примерно за 1,5 минуты). В процессе спуска необходимо периодически проверять центровку подъемника относительно устья, запрещается спуск УЭЦН с неотцентрованного подъемника. 
2.    Проворачивание УЭЦН и колонны подвески при спуске в скважину недопустимо, для этого крюко-блок подъемника должен быть застопорен от вращения. 
3.    При спуске недопустимы рывки кабеля или его натяжка, кабель от вымотки до устья должен быть постоянно провисшим под собственной тяжестью, но при этом не допускается волочение кабеля по земле. 
4.    На расстоянии 250-300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого сростка кабель необходимо крепить стальными поясами (клямцами) не допуская при этом слабины и провисов кабеля внутри скважины. Клямцы затягивать до момента начальной деформации брони. Пряжку клямцы располагать в свободном пространстве между НКТ и кабелем, но ни в коем случае не на поверхности кабеля, загнутый конец клямцы плотно прижать к пряжке. Для крепления кабеля УЭЦН REDA использовать только клямцы фирмы REDA.

5.    Обратный клапан устанавливается над 3 трубой НКТ либо выше, согласно расчета. Обратный клапан предназначен для предотвращения лавинообразного стока жидкости из НКТ через насос, вызывающего турбинное вращение ротора, и облегченного запуска установки, поэтому его конструкция допускает незначительный пропуск жидкости (примерно 15 капель в минуту). Следовательно нельзя расчитывать на качественную опрессовку лифта с данным клапаном. Сбивной клапан установить на следующей трубе, сам сбивной ввертыш должен быть изготовлен из латуни или чугуна и загерметизирован в отверстии корпуса клапана резиновым кольцом. Обеспечением бригад ПКРС качественными сбивными клапанами НГДУ занимается самостоятельно.

6.    Через каждые 300 м спуска, бригада выполняющая его  должна проверять сопротивление изоляции УЭЦН мегаомметром (V 1000 вольт) с записью в паспорте. При снижении изоляции ниже 1 Мом необходимо прекратить спуск, тщательно насухо протереть концы кабеля и если изоляция не восстановилась вызвать представителя ЦБПО ЭПУ, который принимает окончательное решение о возможности дальнейшего спуска или необходимости подъема установки.

7.    После окончания спуска бригада замеряет сопротивление изоляции УЭЦН (не менее 1 Мом) до и после герметизации сальникового ввода, свободный конец брони кабеля закрепляет под гайкой устьевой арматуры и затягивает, прокладывает кабель от устья до СУ или клеммной коробки, заполняет эксплуатационный паспорт с указанием количества спущенных НКТ и глубины подвески (по мере труб), вызывает представителя ЦБПО ЭПУ и цеха добычи нефти для пробного запуска.

8.    В процессе пробного запуска производится опрессовка лифта работающим насосом ЭЦН до давления примерно 60 атм, проверка герметичности устьевой арматуры и работоспособности обратного клапана затрубья и сбор жидкости глушения (при необходимости её повторного использования).

9.    При отсутствии замечаний заполненный эксплуатационный паспорт УЭЦН передается бригадой ПКРС цеху добычи нефти. Паспорт остается в ЦДНГ до следующего ремонта скважины и выдачи бригаде ПКРС плана работ с целью подъема этой установки.

10.    Ответственность за качество спуска УЭЦН в скважину возлагается на мастера бригады ПКРС и персонально на членов бригады производивших спуск.

 

 

3. Кислотная обработка  под давлением

При простых соляно-кислотных  обработках (СКО) кислота проникает  в хорошо проницаемые прослои, улучшая  их и без того хорошую проницаемость. Плохо проницаемые прослои остаются неохваченными. Поэтому применяют  кислотные обработки под повышенным давлением. При этом четко выраженные высокопроницаемые прослои изолируются  пакерами или предварительной закачкой в эти прослои буфера – высоковязкой эмульсии типа кислота в нефти. Таким способом при последующей закачке кислотного раствора можно значительно увеличить охват пласта по толщине воздействием кислоты.

Кислотная обработка под  давлением обычно является третьей  операцией после ванн и простых СКО.

Предварительно на скважине проводятся обычные подготовительные мероприятия: удаление забойных пробок, парафиновых отложений, изоляция обводнившихся прослоев или создание на забое столба тяжелой жидкости в пределах обводнившегося низа скважины. Обычно перед проведением СКО под давлением продуктивный пласт изучается для выявления местоположения поглащающих прослоев и их толщины. Для предохранения обсадной колонны от высокого давления у кровли пласта на НКТ устанавливают пакер с якорем. Для изоляции или для снижения поглотительной способности высокопроницаемых прослоев в пласт нагнетают эмульсию.

Эмульсию приготавливают прокачкой смеси 10-12%-ного раствора соляной кислоты и нефти центробежным насосом из одной емкости в  другую. Эмульсия обычно составляется из 70% по объему раствора соляной кислоты  и 30% нефти. В зависимости от способа  и времени перемешивания можно  получить эмульсии различной вязкости. Обычно на 1 м толщины высокопроницаемого прослоя необходимо 1,5-2,5 м³ эмульсии. Рабочий раствор закачивается в тех же объемах, что и при простых СКО. Эмульсия в объеме НКТ и подпакерного пространства закачивается при открытом затрубном пространстве и негерметизированном пакере.

Затем спущенным на НКТ  пакером герметизируют кольцевое пространство, и в пласт закачивается оставшийся объем эмульсии под меньшим давлением. После эмульсии закачивается рабочий раствор соляной кислоты объемом, равным внутреннему объему НКТ, также при умеренном давлении, а по достижении кислотой башмака НКТ закачка продолжается на максимальных скоростях для создания на забое необходимого давления. После рабочего раствора соляной кислоты без снижения скорости закачивается продавочная жидкость объемом равным объему НКТ и подпакерного пространства. Время выдержки раствора для полной нейтрализации такое же, как и при простых СКО. После выдержки пакер с якорем и НКТ извлекаются, и скважина пускается в эксплуатацию.

4. Основные виды и назначение изоляционных работ в скважинах

Изоляционные работы, проводимые при восстановлении скважин, преследуют разнообразные цели. Первое, основное их назначение, исправление негерметичного цементного кольца с целью изоляции посторонней воды, поступающей к  фильтру из нижележащих или вышележащих  пластов. Второе назначение изоляционных работ состоит в том, чтобы  устранить в эксплуатационной колонне  дефекты, которые могут не только обусловить поступление воды в ствол, но и явиться причиной нарушения  нормальной эксплуатации скважины. Третье назначение изоляционных работ —  изоляция существующего фильтра  скважины при возврате скважины на вышележащий или нижележащий  пласт. При возврате на вышележащий  пласт существующий фильтр изолируют  установкой искусственной пробки (обычно цементной) в интервале между  верхними отверстиями существующего  фильтра скважины и подошвой пласта, на который скважина возвращается. При возврате скважины на нижележащий  горизонт существующий фильтр изолируют  путем цементирования или с помощью  дополнительной колонны-летучки.

Ремонтно-изоляционные работы проводят с целью изоляции верхних  вод, нижних вод, поступающих через  цементный стакан и по заколонному пространству, подошвенных и контурных вод, поступающих по наиболее проницаемым интервалам и трещинам пласта, т.е. обеспечивают оптимальные условия работы продуктивного пласта, для достижения запланированной (максимальной) выборки запасов нефти.

5. Освоение скважин  после ремонта или консервации

Если величина текущего пластового давления выше гидростатического, то для  вызова притока скважинную жидкость постепенно заменяют жидкостью меньшей плотности закачиванием ее в затрубное пространство. Разница в плотностях последовательно заменяемых жидкостей не должна быть более 300 - 400 кг/куб. м. С целью уменьшения вредного действия фильтрата глинистого раствора и воды на призабойную зону в них добавляют ПАВ.

Если после полной замены скважинной жидкости водой приток жидкости из пласта отсутствует, производят замену ее пеной.

Если при использовании  пенной системы нет притока жидкости из пласта, производят очистку призабойной зоны.

В условиях равенства величин  пластового и гидростатического давлений вызов притока из пласта производят с использованием пенных систем.

Если после замены скважинной жидкости на пену приток жидкости из пласта отсутствует, производят очистку призабойной зоны путем продавливания пены в пласт и повторного вызова притока через 2 - 3 ч ожидания.

При величине пластового давления ниже гидростатического вызов притока  жидкости из пласта осуществляют снижением  ее уровня или применением пенных систем на основе инертных газов совместно  со снижением уровня жидкости в скважине. Для этого применяют однорядный, двурядный или полуторарядный подъемник. Инертный газ подают в подъемник или в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и НКТ или между двумя рядами спущенных труб и по центральным трубам.

Перед освоением скважины на месторождениях, содержащих сероводород, необходимо иметь запас жидкости глушения, обработанной нейтрализатором сероводорода соответствующей плотности в количестве не менее двух объемов скважины без учета объема жидкости, находящейся в скважине, а также запас материалов и химических реагентов согласно плану работ на освоение скважины.

После ремонта нагнетательную скважину испытывают на приемистость. Для этого водовод и саму скважину промывают водой при максимально  возможном расходе.

В случае отсутствия притока  на месторождениях, содержащих сероводород, освоение скважины производят нагнетанием:  

1) двух- и многофазных  пен, инертных к сероводороду  и углекислому газу;  
    2) инертных дымовых газов с объемной долей кислорода не более 2%;  
    3) жидкости меньшей плотности, инертной к сероводороду и углекислому газу.  

6. Назначение и  конструктивные особенности цементировочных  головок, блока манифольда

Головка цементировочная  универсальная с манифольдом представляет собой новое поколение головок, отвечающих современным требованиям цементирования обсадных колонн. ГЦУ-М имеет ряд преимуществ:

1. Промывка напорного манифольда осуществляется без отсоединения от цементировочной головки;

2. Манифольд снабжён дополнительным гнездом для манометра, что создаёт удобство при обслуживании в процессе цементирования скважин;

3. Быстрое и облегченное  снятие крышки головки с помощью  встроенного в неё съемника, преодолевающего  перепад атмосферного давления  над вакуумом в колонне над  столбом тампонажного раствора;

4. Наличие устройства  сигнализирующего о прохождении пробки в обсадную колонну;

5. Удобство в обслуживании  и сокращение времени на монтаж цементировочной головки;

6. Головка комплектуется  переводником, что позволяет увеличить  срок службы, за счёт сохранения  резьбы корпуса.

Головки цементировочные предназначены  для обвязки  устья нефтяных, газовых и геологоразведочных скважин с целью:

- быстроразъёмного и герметичного  соединения обсадной колонны  с нагнетательными линиями цементировочных  агрегатов или буровых насосов;

- предварительного размещения, фиксирования  и последующего освобождения  разделительных  цементировочных пробок и управляющих элементов для устройств ступенчатого и манжетного цементирования;

- быстрого и беспрепятственного  пуска в колонну через головку  падающих пробок-бомб управления  движением рабочих потоков буферной  жидкости, бурового и тампонажного  растворов по отношению к разделительным пробкам и управляющим элементам.

Универсальные цементировочные головки, во многом превосходящие лучшие зарубежные образцы, имеют уменьшенный вертикальный габарит. Расположение боковых отводов  и кронштейна для манометра позволяют  цементировать колонны в подвешенном  на талевой системе положении  или с одновременным расхаживанием.

Конструктивные особенности наших  головок дают им преимущества и обеспечивают:

- надёжное выравнивание давления  в полостях корпуса головки  выше и ниже разделительной  пробки;