|
Содержание работы или список заданий
|
ПРАКТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
Практическая работа № 1
«Выбор плотности жидкости глушения при ремонте скважины»
Цель занятия: Научиться определять необходимую плотность жидкости глушения при ремонте скважины при заданных геолого-технических условиях.
Объем аудиторных часов: 1,5 ч.
Основное назначение ЖГ заключается в обеспечении необходимой репрессии на пласт, исключающей ее самопроизвольный выброс и гарантирующей сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважины (рис. 4.1).
Для глушения скважин за один цикл через насосно-компрессорные трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и продавливанием ЖГ в пласт, необходимая ее плотность рассчитывается по формуле
, кг/м3 (1)
где П – коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта (табл. 4.1);
Р пл – пластовое давление, Па;
h из – отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м;
(2)
где lиз – отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;
а – средний зенитный угол ствола скважины, град.
Для глушения скважин механического фонда при 100% - й обводненности поднасосной жидкости в условиях отстоя необходима частичная замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса. В этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывается по формуле
, кг/м3, (3)
где Рн = 9,8 н(hиз – hтр) – давление столба пластовой жидкости от насоса до забоя, Па;
hтр – отметка глубины спуска НКТ или насоса, м;
н – плотность поднасосной жидкости, кг/м3;
При 100% -ой обводненности можно принять н = пв, где пв – плотность пластовой воды, кг/м3.
Если отметки по вертикали (hтр) и (hиз) неизвестны, то:
hтр = lтр cos; (hиз – hтр) = (lиз – lтр)cos2 (4)
где lиз, lтр – отметки глубин по стволу, соответственно, искусственного забоя и спуска НКТ (насоса), м;
1 и 2 – соответственно, средние зенитные углы ствола скважины в интервале от устья до окончания НКТ (насоса), и от подвески насоса до забоя, град.
При многоцикличном глушении скважин механического фонда при отсутствии достаточной приемистости (в скважинах с низкой проницаемостью менее 0,05 мкм2) или если действующими инструкциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плотность ЖГ при втором и последующих циклах глушения определяется по формуле:
(5)
Таблица 4.1.
Величины коэффициента безопасности работ (П)
Градиент пластового давления, атм./10 м Коэффициент продуктивности, м3/сут. Атм. Газосодержание продукции м3/м3 Коэффициент безопасности в
зависимости от глубины
до 1200 м 1200-2400 м свыше 2400 м
1 2 3 4 5 6
до 0,9 до 0,5 до 100 0,08 0,05 0,05
100 – 400 0,08 0,05 0,05
свыше 400 0,08 0,05 0,05
0,5 – 2,0 до 100 0,08 0,05 0,05
100 – 400 0,08 0,05 0,05
свыше 400 0,08 0,05 0,05
свыше 2,0 до 100 0,08 0,05 0,05
100-400 0,08 0,05 0,05
свыше 400 0,08 0,05 0,05
0,9 – 1,2 до 0,5 до 100 0,08 0,05 0,05
100 – 400 0,08 0,08 0,05
свыше 400 0,08 0,08 0,05
0,9 – 1,2 0,5 – 2,0 до 100 0,08 0,05 0,05
100 – 400 0,08 0,08 0,05
свыше 400 0,08 0,08 0,05
свыше 2,0 до 100 0,08 0,05 0,05
100 – 400 0,10 0,08 0,05
свыше 400 0,10 0,10 0,08
свыше 1,2 до 0,5 до 100 0,10 0,08 0,05
100 – 400 0,10 0,08 0,05
свыше 400 0,10 0,10 0,08
0,5 – 2,0 до 100 0,10 0,08 0,05
100 – 400 0,10 0,10 0,05
свыше 400 0,10 0,10 0,08
свыше 2,0 до 100 0,10 0,08 0,05
100 – 400 0,10 0,10 0,08
свыше 400 0,10 0,10 0,08
Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле:
Т = H/v, (6)
где Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м;
v - скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).
Отклонение плотности жидкости глушения от проектных величин приведено в табл. 4.2.
Рис. 4.1. Схема расположения оборудования в ремонтируемой скважине мехфонда (после остановки насоса):
1 – эксплуатационная колонна; 4 – пластовая вода;
2 – НКТ; 5 – нефть; 3 – насос; 6 – газ
Таблица 4.2
Допускаемые отклонения плотности жидкости глушения
от проектных значений
Глубина
скважины, м Допускаемые отклонения
при плотности жидкости глушения, кг/м3
до 1300 1300-1800 более 1800
до 1200 20 15 10
до 2600 10 10 5
до 4000 5 5 5
К жидкости глушения предъявляется ряд следующих требований:
- жидкость глушения должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами;
- фильтрат жидкости глушения должен обладать ингибирующим действием на глинистые частицы, предотвращая их набухание при любом значении рН пластовой воды;
- не должна образовывать водных барьеров и должна способствовать гидрофобизации поверхности коллектора и снижению капиллярных давлений в порах пласта за счет уменьшения межфазного натяжения на границе раздела фаз «жидкость глушения - пластовый флюид»;
- не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода
- вязкостные структурно-механические свойства жидкости глушения должны регулироваться с целью предотвращения поглощения ее продуктивным пластом;
- должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали не должна превышать 0,10-0,12 мм/год
- должна быть термостабильной при высоких температурах и быть морозоустойчивой в зимних условиях
- должна быть не горючей, взрывопожаробезопасной, нетоксичной;
- должка быть технологична в приготовлении и использовании.
Схема проведения работ по глушению скважины представлена на рис. 4.2.
Задача №1: Рассчитать необходимую плотность жидкости глушения при ремонте скважины при заданных геолого-технических условиях. Исходные данные для расчета представлены в таблице 4.3.
Таблица 4.3
Исходные данные для расчета
Исходные
данные Номер варианта
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Рпл, МПа 28 29,8 19,1 25,5 28,1 36 27,9 25,7 21,3 16,8
Н, м 2810 3017 1920 2520 2700 3534 2752 2606 2102 1700
П 0,05 0,04 0,03 0,05 0,04 0,03 0,05 0,04 0,03 0,06
Рис. 4.2 – Блок-схема глушения скважины перед ремонтом
Практическая работа № 2
«Выбор подъемного агрегата для проведение
ремонтно-восстановительных работ»
Цель занятия: Научиться выбирать передвижной подъемный агрегат Объем аудиторных часов: 1,5 ч.
В зависимости от категории и разновидности предстоящего текущего и капитального ремонта скважин применяют соответствующее оборудование и инструмент.
На рис. 4.3 приведена принципиальная схема размещения комплекса оборудования для ремонта скважин, в состав которого входят: ППА; насосная установка (если она не входит в комплект МБК); ротор; вертлюг; ПВО; устьевой и подземный инструмент.
Выбор подъемного агрегата
Выбор необходимого наземного сооружения, оборудования и инструмента производят исходя из категории и разновидности предстоящего текущего и капитального ремонта. Основным критерием для выбора подъемного агрегата является грузоподъемность.
В процессе ремонтных работ на вышку (мачту) действуют вертикальные и горизонтальные нагрузки. Выбор производится по вертикальным нагрузкам, для чего определяют максимальное значение, которое может испытывать вышка (мачта) в процессе ремонта скважины.
Максимальная вертикальная нагрузка, действующую на вышку агрегата, определяется по формуле:
Pmax = Ркр + Рх.к. + Рн.к. + Рт.с. , (7)
где
Ркр – максимальная нагрузка, действующая на крюк, кН;
Рх.к., Рн.к. – натяжение ходового и неподвижного концов талевого
каната, кН;
Рт.с – вес талевой системы.
Максимальная нагрузка на крюк при подъеме колонны НКТ с забоя скважины с учетом искривления скважины и облегчения веса труб, погруженных в раствор глушения, определяется по формуле:
, (8)
где
- угол искривления скважины к вертикали;
f – коэффициент трения;
РНКТ – вес колонны бурильных труб, погруженных в жидкость, определяется:
Рис. 4.1 - Типовая схема расстановки оборудования при КРС
(расположение осей агрегата и приёмных мостков – 90°)
, (9)
где
ж.гл. – плотность раствора глушения;
м – плотность материала труб;
G – вес колонны НКТ в воздухе, определяется:
, (10)
где
L – длина колонны НКТ;
q – вес 1 метра НКТ, кН;
q3 – вес замкового соединения;
l – средняя длина НКТ.
Вес талевой системы определяется:
Рт.с. = qкб + qт.б. + qкр , (11)
где
qкб – вес кронблока;
qт.б. – вес талевого блока;
qкр – вес крюка.
Задача №2: Выбрать передвижной подъемный агрегат используя данные задачи №1, а так же исходные данные для расчета таблицы 4.3.
Таблица 4.3
Исходные данные для расчета
Исходные
данные Номер варианта
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Ø э/к, мм 114 127 146 168 114 127 146 168 146 168
Δэ/к, мм 7 9 8 10 8 9 10 11 7 12
Ø НКТ,мм 60 60 73 89 60 60 73 89 73 89
δнкт, мм 5 5 5,5 6,5 5 5 7,0 8,0 7,0 8,0
Практическая работа № 3
«Определение длины неприхваченной части технологической колонны»
Цель занятия: Научиться определять длину неприхваченной колонны НКТ.
Объем аудиторных часов: 1,5 ч.
Определение места прихвата зависит от точности измерения удлинения неприхваченной части колонны. Поэтому способ определения места прихвата, с помощью которого получают приемлемые результаты, заключается в следующем.
1. Прихваченная часть колонны бурильных труб растягивается под действием силы Р1, которая по индикатору веса должна быть на пять делений больше нормального веса колонны в свободно подвешенном состоянии. На бурильной трубе делается отметка на уровне стола ротора.
2. Колонна растягивается с нагрузкой, которая по индикатору веса на пять делении больше предыдущей нагрузки, а затем разгружается до положения стрелки индикатора, равного предыдущему. Снова делается отметка на бурильной трубе, которая за счет влияния сил трения в талевой системе, возможно, не будет совпадать с первой меткой.
3. Расстояние между двумя метками делится на две равные части и делается средняя отметка на трубе, соответствующая нагрузке Р1.
4. Прихваченная колонна вновь растягивается под действием нагрузки Р2, большей Р1 на 10 – 20 делений по индикатору веса. Нагрузка Р2 должна быть соизмерима с площадью поперечного сечения тела труб и маркой стали, из которой они изготовлены, с тем чтобы деформации, вызванные этой нагрузкой, были упругими. Полученное при этом удлинение отмечается на трубе.
5. Колонна снова растягивается под действием силы, на пять делении большей Р2, а затем нагрузка снижается до первоначального значения Р2. Новое положение также отмечается. Средняя отметка между ними характеризует удлинение, соответствующее силе Р2.
6. Измеряют расстояние между верхней и нижней средними отметками, по которому находят искомое удлинение не прихваченной части бурильных труб, т. е. l.
Длина не прихваченной части бурильной колонны определяем по формуле:
(12)
где L – глубина места прихвата бурильных труб, м;
Е – модуль упругости стали колонны бурильных труб, Па;
F – площадь поперечного сечения тела бурильных труб, м2;
l – полученное удлинение бурильной колонны, м;
Р – создаваемая нагрузка при растяжении колонны бурильной трубы, МН.
(13)
где n – число рабочих струн оснастки талевой системы
Задача №3: В скважине с оснасткой талевой системы 4×5 произошел прихват бурильных труб. Вес колонны бурильных труб в подвешенном состоянии перед прихватом по показаниям ГИВ-2, был равен Q (табл. 4.4) делениям. Полученное удлинение бурильной колонны составило l (табл. 4.4)
Определить длину не прихваченной части бурильной колонны. Исходные данные для расчета использовать из предыдущих задач, а также таблицы 4.4.
Таблица 4.4
Исходные данные для расчета
Исходные
данные Номер варианта
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Q, дел. 30 35 45 42 60 55 74 49 40 70
l, см 35 22 26 19 45 65 49 55 61 19
Таблица 4.5
Показания прибора ГИВ-2
Показания на делениях Усиление на один конец талевого канала, кН Отклонение от показаний, кН Показания на делениях Усиление на один конец талевого канала, кН Отклонение от показаний, кН
10 5 0 60 71,5 1
20 18,5 0,5 70 83,5 0,56
30 33,5 0,54 80 98,5 0,5
40 47 0,57 90 111,5 0,5
50 59 0,82 100 125 0
Практическая работа № 4
«Определение допустимой растягивающей нагрузки на ловильный инструмент в скважинах»
Цель занятия: Научиться определять допустимые растягивающие нагрузки на ловильный инструмент, а так же необходимых усилий при расхаживании НКТ».
Объем аудиторных часов: 1,5 ч.
Соотношение страгивающей Рстр и растягивающей Рраст нагрузок характеризуется коэффициентом освобождения ловильного инструмента, определяемого по формуле:
(14)
Страгивающая нагрузка равна весу колонны и определяется по формуле 10.
При ловильных работах с применением освобождающихся труболовок с плашечно-клиновидными захватом необходимо учитывать коэффициент освобождения применяемого инструмента для определения максимально допускаемого растягивающего усилия, передаваемого непосредственно на ловильный инструмент. При этом допускаемая растягивающая нагрузка, определяемая по коэффициенту m, не должна превышать допускаемую на ловильный инструмент.
Учитывая возможные погрешности при определении величины и соотношения страгивающих (сжимающих) и растягивающих нагрузок при ловильных работах, а также во избежание неосвобождения ловильного инструмента от захвата рекомендованное значение m = 0,25.
Исследованиями установлено, что в наклонных скважинах сложного профиля на преодоление сил трения приходится до 40 % от общей нагрузки на крюке талевой системы. Поэтому в процессе ловильных работ необходимо сначала холостым расхаживанием бурильной колонны определить силу трения и затем учесть ее значение при создании нагрузки в процессе отвинчивания аварийных труб и в целом при освобождении ловильного инструмента от захвата.
Допустимое натяжение при расхаживании прихваченной колонны бурильных труб определением по формуле
(15)
где т – предел текучести материала труб, Па;
F – площадь поперечного сечения тела гладкой части бурильной трубы, м2 (см. табл. 5);
К – коэффициент запаса прочности (К = 1,15-1,3).
Задача: Определить максимально допускаемую нагрузку на труболовку при ловильных работах, допустимое усилие натяжения при расхаживании прихваченной колонны бурильных труб диаметром. Исходные данные для расчета представлены в таблице 4.6
Таблица 4,6
Исходные данные для расчета
Исходные
данные Номер варианта
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
т, МПа 380 500 550 650 750 380 500 550 650 750
|