Главная Случайная страница


Категории:

ДомЗдоровьеЗоологияИнформатикаИскусствоИскусствоКомпьютерыКулинарияМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОбразованиеПедагогикаПитомцыПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРазноеРелигияСоциологияСпортСтатистикаТранспортФизикаФилософияФинансыХимияХоббиЭкологияЭкономикаЭлектроника






Технология проведения ударно-депрессионного воздействия

 

Операция по обработке ПЗП производится на базе существующего нефтепромыслового оборудования на нефтяных и нагнетательных скважинах, в процессе эксплуатации которых произошло ухудшение гидродинамической характеристики призабойной зоны пласта в результате загрязнения асфальтосмолистыми веществами и примесями.

При проведении обработки с применением ударно-депрессионного устройства рекомендуется производить следующие исследования: замер дебита и приемистости до и после воздействия, снятие кривых восстановления давления (гидродинамические исследования), снятие профилей приемистости и отдачи пластов.

Необходимым условием выполнения мероприятия должна быть надлежащая подготовленность ствола скважины (очистка от парафина). Устье скважины оборудуется запорной арматурой, позволяющей работать на максимально допустимом давлении опрессовки эксплуатационной колонны. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) должны быть герметичны [11].

В порядке проведения работы извлекают глубинно-насосное оборудование из скважины. В случае если на глубинно-насосном оборудовании имеются асфальто-смолисто парафиновые отложения (АСПО), то проводят очистку ствола и забоя скважины от АСПО и других отложений. Затем спускают на чистых НКТ спаренный насос диаметром 32-32 мм, или диаметром 44-44 мм, или диаметром 55-55 мм устанавливают отверстиями в интервале перфорации. Собирают устьевую арматуру. Через затрубную задвижку закачивают нефть в объеме 16-17 м3. При открытой задвижке на межтрубье закачивают в колонну НКТ углеводородный растворитель в объеме колонны НКТ. Затем закрывают затрубную задвижку, продавливают в пласт 3-4 м3 углеводородного растворителя. Продавку выполняют товарной нефтью. Открывают затрубную задвижку, продавливают оставшийся растворитель в межтрубное пространство. Затем устанавливают уровень жидкости в эксплуатационной колонне и колонне НКТ на одном уровне. Затем поднимают колонну НКТ и оборудуют башмак колонны корпусом ударно-волнового устройства. На колонне НКТ спускают корпус (сдвоенные цилиндры) ударно-волнового устройства в зону продуктивного пласта. На штангах спускают плунжер и устанавливают его в цилиндре в нижнем положении, для натяжения колонны штанг приподнимают их на 300-500 мм. Затем перемещают плунжер из нижнего положение в верхнее, при этом под плунжером создается разряжение. При прохождении отверстий 6 разряженная полость нижнего цилиндра резко заполняется обрабатывающим составом. Происходит гидравлический удар, под действием которого наблюдается слабый рывок штанг. Момент рывка фиксируется резким снижением показаний нагрузки на индикаторе веса (снижение 5-7 единиц). Рывок стрелки на индикаторе веса служит ориентиром (сигналом) для прекращения подъема колонны штанг, после этого перемещение штанг вверх не должно превышать 150-200 мм. Затем перемещают плунжер из верхнего положения в нижнее. С помощь подъемного агрегата производят 700-900 двойных ходов плунжера, что соответствует 7-8 часам работы ударно-депрессионного устройства по воздействию на пласт.

Поднимают колонну штанг с плунжером и производят промывку скважины товарной нефтью, закачку нефти осуществляют в межтрубное пространство. Затем поднимают колонну НКТ с цилиндрами и демонтируют корпус устройства. Спускают насосное оборудование и пускают скважину в работу. После выхода скважины на режим выполняют гидродинамические исследования и оптимизируют работу насосной установки [11] .

 

3.3.1 Выбор объекта для проведения ударно-депрессионного метода

Технология может применяться как в добывающих так и в нагне- тательных скважинах. Технология разработана для терригенных и карбонатных коллекторов месторождений Татарстана. Объектами применения технологии могут быть продуктивные пласты с пластовыми давлениями не ниже 0,7 от гидростатического и обводненностью не более 60 %, без ограничения по проницаемости. Глубина залегания, толщина и температура продуктивной час- ти пласта не ограничиваются. Расстояние от нижних отверстий перфорации до водонефтяного контакта должно быть не менее 3 м. Расстояние от обраба- тываемого пласта до водоносного горизонта должно быть не менее 2 м. Расстояние от подошвы обрабатываемого пласта до забоя скважины должно быть не менее 5 м. Эксплуатационная колонна не должна иметь нарушений герметичности по всему стволу скважины, а также участков некачественного сцепления цементного камня с колонной и породой пласта. Конструкция скважины должна обеспечивать отсутствие перетоков между нижними продуктивными пластами и верхними питьевыми горизонтами. Не допускается наличие заколонных перетоков в интервале продуктивных пластов, а также участков некачественного сцепления цементного камня с колонной и породой пласта. Внутренний диаметр эксплуатационной колонны не должен быть менее 90 миллиметров [12].

 

3.3.2 Устройство и принцип действия оборудования для проведения ударно-депрессионного метода воздействия

Устройство создающее депрессионные импульсы состоит из переоборудованного глубинного насоса типа НСН-56; 43; 38; 32. Цилиндр насоса переоборудован в вакуумный насос, то есть, ликвидирован всасывающий клапан, нижний конец цилиндра заглушен заглушкой, а в середине или в верхней части корпуса цилиндра просверлены два сквозных отверстия диаметром от 18 мм до 25 мм в зависимости от диаметра цилиндра насоса. Такая конструкция устройства позволяет одновременно производить добычу нефти и обрабатывать ПЗП динамическими нагружениями, осваивать скважины выходящие из бурения, очищать забой скважины от водоэмульсионной смеси и шламов [13]. На рисунке 3.4 представлена схема устройства для проведения ударно-депрессионного воздействия.

Устройство спускается в скважину обычным способом на допустимую глубину по возможности в зону перфорации.

Принцип работы устройства следующий: устройство устанавливают в скважине на максимальной глубине ( в зону перфорации ). Хвостовик,

прикрепленный к корпусу, собирают, свинчивая трубы длинной, обеспечивающей нахождение конца хвостовика на забое скважины. При уровне нефти в скважине ниже уровня перфорационных отверстий затрубье запол- няют нефтью и запускают устройство в работу. При отборе нефти с забоя периодически затрубье пополняют жидкостью. Операцию по подливу жидкости продолжают до динамического уровня выше приемных отверстий, после чего подлив прекращают и переходят на обычную добычу нефти, но уже с одновременной обработкой призабойной зоны пласта [14].

 

 

1 НКТ; 2 штанги; 3 цилиндр; 4 плунжер; 5 ниппель;

6 отверстие; 7 втулка; 8 клапан; 9 заглушка

Рисунок 3.4 – Схема ударно-депрессионного устройства

 

При ходе колонны штанг 2 и плунжера 4 вниз открываются клапаны, перекрываются отверстия 6 корпуса и нефть набирается в пространство над всасывающим клапаном. Заглушка 9 не дает нефти выдавливаться в хвостовик.

При ходе колонны штанг 2 и плунжера 4 вверх клапаны закрываются, нефть подается в колонну НКТ 1, отверстия 6 перекрыты плунжером 4, поступление нефти под плунжер 4 не происходит. В корпусе под плунжером 4 создается разряжение тем больше, чем больше объем под плунжером 4. В конце цикла откачки нефти, происходит максимальное разряжение под плунжером 4. При открытии перфорационных отверстий 6 нефть устремляется из хвостовика в корпусе. При этом создается импульсное разряжение, затем импульсное давление, которое вновь сменяется разряжением, таким образом создается имплозия на забое скважины. Импульсы давления передаются по жидкости, заполняющей хвостовик до забоя скважины. Имплозия вызывает резкий мгновенный приток нефти из пласта скважины, что способствует образованию трещин в горных породах и очистке ПЗП. В результате происходит одновременная откачка нефти и обработка ПЗП. По хвостовику идет передача импульсов гидравлического давления и подсос нефти до и выше приемных отверстий цилиндра насоса.

Длина плунжера выбирается в зависимости от длины хода, она должна обеспечивать перекрытие отверстий [14].

 

3.3.3 Характеристики оборудования и свойства применяемых материалов

Для проведения мероприятия по очистке призабойной зоны пласта методом ударно-депрессионного воздействия необходимы следующие технические средства и материалы:

- подъемное сооружение, применяемое при ремонте скважин (А-50, АзИНМАШ-37А, АР-32, УПИ-60А и другие;

- насосный агрегат ЦА-320 (ТУ 26-02-30-75) или подобные другие;

- автоцистерна АЦ-10 (ТУ 26-13-32-77);

- насосно-компрессорные трубы (ГОСТ 633-80). Группа прочности стали Д, К, Е, Л, М, Р, диаметром 73 или 89 мм;

- штанги насосные (ГОСТ 1054-74М, ГОСТ 4543-71 и ГОСТ 633-80), марка стали – 40, 20Н2М6, 15НЗМА, 30ХМА и 152ГНМФ;

- штанговые глубинные насосы типа НН2С (ОСТ 26-16-06-86), диаметром 38, 44 или 56 мм;

- емкость металлическая, объемом 15-20 м3.

АзИНМАШ-37А представляет собой самоходную установку, сконструированную на шасси автомобиля КрАЗ-255Б высокой проходимости. Имеет следующие основные узлы: лебедка, вышка с талевой системой, переднюю и заднюю опоры вышки, кабину оператора, а также гидравлическую, пневматическую и электрическую системы управления установкой и другие вспомогательные механизмы. Грузоподъемность на крюке зависит от передачи: первая передача – 32 тонны, вторая передача – 15,1 тонна, третья передача – 7,5 тонн. Масса установки составляет 19600 килограмм [14].

Агрегат А-50У представляет собой самоходную установку, смонтированную на шасси автомобиля КрАЗ-257. Имеет следующие основные узлы: однобарабанную лебедку с трансмиссией привода, вышку с талевой системой, ротор с гидравлическим приводом, промежуточный вал бурового ротора, систему управления и насосный блок. Имеет также ограничитель подъема крюкоблока, канатоукладчик, контрольно-измерительные приборы для контроля за работой двигателя, элементов гидросистемы и пневмосистемы, обеспечивающие безопасность при установке агрегата у скважины и проведении спуско-подъемных работ. Максимальная грузоподъемность агрегата 50 тонн, высота вышки 22,4 м, масса агрегата 32104 килограмм.

Насосный агрегат ЦА-320 представляет собой самоходную установку, смонтированную на шасси автомобиля КрАЗ. Имеет следующие основные узлы: силовую установку, два водоподводящих шестеренчатых насоса подачей 13 л/с и давлением 1,5 МПа, манифольд высокого и низкого давлений, два насоса 9Т с максимальным давлением 32 МПа, бак емкостью 6,4 м3. Общая масса агрегата 17,5 тонн.

Автоцистерна АЦ-10 предназначена для транспортировки неагрессивных жидких сред температурой до плюс 80 0С и подачи их к насосным и смесительным установкам. Автоцистерна смонтирована на шасси автомобиля КамАЗ-53212. Вместимость цистерны 10 м3, наибольшая масса транспортируемой жидкости составляет 9 тонн, время заполнения цистерны жидкостью 15 минут [14].

 

3.3.4 Реагенты, применяемые при проведении ударно-депресионного воздействия

При проведении ударно-депрессионного метода воздействия на призабойную зону пласта используют следующие материалы и химические реагенты:

- соляная кислота 24 % концентрации (ТУ 39-05765670-ОП-212-95);

- универсальное моющее средство МЛ- 80 (ТУ 2481-007-48482528-99); дистиллят (широкая фракция легких углеводородов, получаемая на установках подготовки нефти ОАО «Татнефть»);

- нефть товарная в объеме скважины.

Товарная соляная кислота бесцветная прозрачная жидкость с резким запахом, дымит на воздухе, растворяет многие металлы, сульфиды, оксиды, гидрооксиды металлов. Соляная кислота имеет плотность 1154-1188 кг/м3, вязкость при 20 оС равную 2 мПа·с, температуру застывания минус 58 оС. Коррозионная активность 10 %-го раствора HCl при температуре 20 оС по стали марки Ст 3 составляет 7 г/м2·ч. В нефтяной промышленности опти- мальная концентрация соляной кислоты в растворе составляет 10-16 %. При увеличении концентрации выпадают соли, а также происходит коррозия. При обработке скважин в НГДУ «Бавлынефть» добавляют ингибиторы (католин-А) - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование.

Моющий препарат МЛ-80 представляет собой подвижную вязкую жидкость, имеющую цвет от светло-коричневого до бурого, при этом допускается наличие пены и осадка. Массовая доля ПАВ (сульфанатнефтяной) составляет не менее 40 % [14] .

Растворитель парафина при 20 оС имеет плотность 715 кг/ м3. Давление насыщенных паров и кинематическая вязкость при 40 оС составляет, соответственно, 0,063 МПа и 0,5ˑ10-6 м3/с. Выход на нефть равен 29 % масс. Высокие растворяющие свойства подтверждаются 73-75 % содержанием ароматических углеводородов. Легко улетучивающийся, легко воспла- меняющийся. Цвет - от светло-желтого до бесцветного. Растворитель парафина предназначен для проникновения в пласт в целях растворения асфальтосмолистых и парафиновых отложений.

Товарная нефть имеет плотность равную 876,1 кг/м3, содержание серы – 2,6 % , содержание парафина – до 4 %, содержание механических примесей – 0,03 %, содержание хлоридов – 60 мг/л. Товарная нефть предназначена для продавки растворителя в пласт.

 

3.3.5 Подготовительные работы

- собрать ударно-депрессионное устройство многоразового действия:

1) подобрать два глубинных насоса (НСН-56 или НСН-43) с одинаковыми размерами (цилиндр-плунжер), изготовить соединительную втулку и заглушку для цилиндров насоса;

2) соединить цилиндры глубинных насосов соединительной втулкой. В центре втулки имеются отверстия диаметром 20-25 мм;

3) перед сборкой двух цилиндров убрать всасывающие клапана. На нижний цилиндр поставить заглушку;

4) соединить три плунжера с помощью стандартного ниппеля. Схема устройства в сборе.

- подготовительные работы на скважине

1) завезти на скважину недостающие насосно-компрессорные трубы, комплект штанг, емкость, обрабатывающий состав;

2) обвязать устье скважины с циркуляционной емкостью;

3) при наличии отложений парафина на обсадной колонне произвести очистку [15].

 

3.4 Технологический расчет параметров проведения направленного реагентного ударно-депрессионного воздействия на призабойную зону пласта бобриковского горизонта Тат-Кандызского месторождения

 

Для проведения мероприятия по очистке призабойной зоны пласта методом ударно-депрессионного воздействия необходимо произвести расчет параметров и выбрать компоновку УШГН.

Прежде чем приступить к выбору компоновки необходимо иметь основные технологические характеристики работы скважины, а также знать опыт эксплуатации скважин УШГН.

Рассмотрим пример расчета технологических параметров на скважине № 546.

Исходные данные:

- расстояние от устья до верхних отверстий перфорации Н – 1221,5 м;

- диаметр эксплуатационной колонны D – 168 мм;

- диаметр НКТ D – 73 (5,5) мм;

- давление пластовое Pпл – 14,5 МПа;

Проведем аналитический расчет параметров, сводящийся к определению объемов товарной нефти и растворителя.

Определим площадь эксплуатационной колонны и насосно-компрес- сорных труб [16]. Параметры для подсчета представлены в таблице 3.4.

 

Таблица 3.4 Параметры насосно-компрессорных и обсадных труб

  Условный диаметр     Площадь сечений наружная, см2 Площадь сечений внутренняя, см2 Объем 1 погонного метра, м3 Внутренний диаметр, мм Наружный диаметр, мм Масса, кг
146 (5) Стенка 7 мм 167,6 0,014 132,1 146,1
168 (6) Стенка 7 мм 222,4 186,9 0,019 154,3 168,3
НКТ-60,2 Стенка 5 мм 28,5 19,9 0,002 50,3 60,3 6,8

Продолжение таблицы 3.4

  Условный диаметр     Площадь сечений наружная, см2 Площадь сечений внутренняя, см2 Объем 1 погонного метра, м3 Внутренний диаметр, мм Наружный диаметр, мм Масса, кг
НКТ-73 (2,5) Стенка 5,5 мм 41,8 30,2 0,003 9,2
НКТ-89 (3) Стенка 6,5 мм 45,2 0,005 75,9 88,9 13,2

 

м3, (3.1)

где Dэкв. – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м.

 

Определим площадь колонны НКТ (наружняя) по формуле

 

м2, (3.2)

где DНКТ нар. – наружний диаметр НКТ.

 

Определим площадь колонны НКТ (внутренняя) по формуле

 

м3, (3.3)

где d – толщина стенки НКТ.

 

Внутренний диаметр НКТ выбираем из таблицы 3.4.

 

Определим площадь колонны штанг

 

м3, (3.4)

где Dшт – диаметр штанги.

 

Следовательно, необходимы штанги ШН-19

 

Таблица 3.5 Диаметр штанг

Условный размер, мм Условный размер штанг Площадь в кольцевом пространстве НКТ-3", см2 Площадь в кольцевом пространстве НКТ-2,5", см2 Площадь поперечного сечения, см2
ШН-19 42,37 27,37 2,83
ШН-22 41,4 26,4 3,8
ШН-25 40,1 25,1 5,1

 

Определим объем дистиллята по формуле

 

= (0,003-0,000283)·1221,5 = 3,3 м3, (3.5) где Нсп. – глубина спуска НКТ

FНКТвн. – внутрення нагрузка на НКТ, кг/с;

Fкол.шт. – нагрузка количество штук, кг/с.

 

Определим объем нефти по формуле

 

м3, (3.6)

 

Определим объем моющего препарата МЛ-80 по формуле

 

м3, (3.7)

где Vпр.ж. – объем промывочной жидкости, м3.

 

Аналогично произведен расчет технологических параметров ударно-депрессионного воздействия для скважин № 546, 1610, 1518, 1702, 1849 нефтегазодобывающего управления «Бавлынефть». Полученные результаты представлены в таблице 3.6

Последнее изменение этой страницы: 2016-06-09

lectmania.ru. Все права принадлежат авторам данных материалов. В случае нарушения авторского права напишите нам сюда...