Единое окно доступа к образовательным ресурсам

Капитальный ремонт скважин: Методические указания и контрольные задания к практическим занятиям и самостоятельной работе. Часть 1

Голосов: 2

Методические указания и контрольные задания к практическим занятиям предназначены для студентов специальности 090800 "Бурение нефтяных и газовых скважин" и специализации 090803 "Капитальный ремонт скважин" очной и заочной форм обучения. Они составляют основу практических расчетов по курсу дисциплины "Капитальный ремонт скважин", которые необходимо усвоить в рамках рабочих программ и в дальнейшем применять при курсовом и дипломном проектировании. Методические указания содержат варианты контрольных заданий по темам лекций, а исходные данные для них даны в приложениях.

Приведенный ниже текст получен путем автоматического извлечения из оригинального PDF-документа и предназначен для предварительного просмотра.
Изображения (картинки, формулы, графики) отсутствуют.
     МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
                «ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
                 НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»




                   МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
           и контрольные задания к практическим занятиям
               и самостоятельной работе по дисциплине
                   «Капитальный ремонт скважин»
                     для студентов специальности
           090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и
        специализации 090803«Капитальный ремонт скважин»
                    очной и заочной форм обучения

                                  (Часть 1)




                                Тюмень 2002



                                       1


               Утверждено редакционно-издательским советом

       Тюменского государственного нефтегазового университета




Составители:      Зозуля Г.П., д.т.н., профессор
                  Герасимов Г.Т., к.т.н., доцент
                  Шенбергер В.М., к.т.н., доцент
                  Листак М.В., ассистент




       © Тюменский государственный нефтегазовый университет

                                  2002

                                    2


                                 ВВЕДЕНИЕ

     Методические указания и контрольные задания к практическим за-
нятиям предназначены для студентов специальности 090800 «Бурение
нефтяных и газовых скважин» и специализации 090803 «Капитальный ре-
монт скважин» очной и заочной форм обучения.
     Они составляют основу практических расчетов по курсу дисциплины
«Капитальный ремонт скважин», которые необходимо усвоить в рамках
рабочих программ и в дальнейшем применять при курсовом и дипломном
проектировании.
     Методические указания содержат варианты контрольных заданий по
темам лекций, а исходные данные для них даны в приложениях.
     Варианты заданий для студентов очной и заочной форм обучения
определяются преподавателем.

      1 ГЛУШЕНИЕ СКВАЖИН ПРИ КАПИТАЛЬНОМ РЕМОНТЕ

     1.1 Методика выбора типа и свойств жидкости глушения (ЖГ).

      Применяемые ЖГ на основе водных растворов минеральных солей,
как правило, оказывают негативное воздействие на призабойную зону
скважин, особенно, вскрывающих низкопроницаемые пласты, что приво-
дит к увеличению сроков освоения и выхода скважин на расчетный режим
эксплуатации после проведения ремонтных работ.
      Основное назначение ЖГ заключается в обеспечении необходимой
репрессии на пласт, исключающей ее самопроизвольный выброс и гаран-
тирующей сохранение коллекторских свойств призабойной зоны скважи-
ны.
      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:
                                Рпл ⋅ (1 + П )
                    ρж =                            , кг/м3         (1)
                           hиз ⋅ cosα ⋅ 9,8 ⋅ 10 −6




где П - коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность
          повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в
          период ремонта;
    Р пл - пластовое давление, МПа;
    h ис - отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м;
    а - средний зенитный угол ствола скважины, град.

     Для глушения скважин механического фонда при 100%-й обводнен-
ности поднасосной жидкости в условиях отстоя необходима (частичная

                                         3


замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса). В
этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывает-
ся по формуле:

                                 Рпл ⋅ (1 + П ) − Рн
                        ρж =                             , кг/м3                 (2)
                               hтр ⋅ cosα1 ⋅ 9,8 ⋅ 10 −6




где     Рн = 9,8 ⋅ P⋅(hиз – hтр) ⋅ cos a2 - давление столба пластовой жидкости
                                            от насоса до забоя, МПа;
        hтр - отметка глубины спуска НКТ или насоса, м;
        α1 и α2 - соответственно, средние зенитные углы ствола скважины в
                   интервале от устья до окончания НКТ (насоса), и от под-
                   вески насоса до забоя, град.

     При многоцикличном глушении скважин механического фонда (ри-
сунок 1) при отсутствии достаточной приемистости (в скважинах с низкой
проницаемостью: менее 0,05 мкм2 = 50 мД) или если действующими инст-
рукциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плот-
ность ЖГ при втором и последующих циклах глушения определяется по
формуле:
                     ρ ж1 =
                            [Рпл − ρ в ⋅ (hиз − hтр )⋅ cos α ⋅ g ]⋅ (1 + П ) (3)
                                            hтр ⋅ cos α ⋅ g

        Величина П выбирается по данным, приведенным в таблице 1.

        Таблица 1 – Выбор величины коэффициента безопасности
                    работ (ОП)

  Градиент Коэффици-                                      Коэффициент безопасности в
                                  Газосодержа-
 пластового ент продук-                                      зависимости от глубины
                                 ние продукции
  давления,  тивности,                                              1200-2400 Свыше
                                      м3/м3              до 1200 м
  атм./10 м м3/сут. атм.                                                м        2400 м
      1          2                       3                    4          5         6
                                      до 100                0,08       0,05       0,05
                   до 0,5            100 - 400              0,08       0,05       0,05
                                    свыше 400               0,08       0,05       0,05
                                      до 100                0,08       0,05       0,05
      до 0,9      0,5 - 2,0          100 - 400              0,08       0,05       0,05
                                    свыше 400               0,08       0,05       0,05
                                      до 100                0,08       0,05       0,05
                 свыше 2,0           100-400                0,08       0,05       0,05
                                    свыше 400               0,08       0,05       0,05


                                             4


        1 – эксплуатационная колонна;     4 – пластовая вода;
        2 – НКТ;                          5 – нефть;
        3 - насос;                        6 – газ.

Рисунок 1 – Схема расположения оборудования в ремонтируемой
            скважине мехфонда (после остановки насоса)




                              5


     Продолжение таблицы 1

     1            2               3            4          5         6
                               до 100        0,08       0,05       0,05
                до 0,5        100 - 400      0,08       0,08       0,05
                             свыше 400       0,08       0,08       0,05
                               до 100        0,08       0,05       0,05
  0,9 - 1,2    0,5 - 2,0      100 - 400      0,08       0,08       0,05
                             свыше 400       0,08       0,08       0,05
                               до 100        0,08       0,05       0,05
              свыше 2,0       100 - 400      0,10       0,08       0,05
                             свыше 400       0,10       0,10       0,08
                               до 100        0,10       0,08       0,05
                до 0,5        100 - 400      0,10       0,08       0,05
                             свыше 400       0,10       0,10       0,08
                               до 100        0,10       0,08       0,05
 свыше 1,2     0,5 - 2,0      100 - 400      0,10       0,10       0,05
                             свыше 400       0,10       0,10       0,08
                               до 100        0,10       0,08       0,05
              свыше 2,0       100 - 400      0,10       0,10       0,08
                             свыше 400       0,10       0,10       0,08

     1.2 Выбор необходимой вязкости ЖГ

      Определение необходимости обработки ЖГ ингибиторами коррозии
и реагентами для предупреждения солеотложений.
      1.2.1. С целью сохранения коллекторских свойств призабойной зоны
скважины необходимо обеспечить минимально возможное проникновение
ЖГ в пласт под действием репрессии. Это чаще всего достигается увели-
чением вязкости ЖГ путем введения растворимых в ней полимеров.
      Выбор типа используемого для загущения ЖГ полимера необходимо
производить исходя из сведений о солевой основе жидкости, температур-
ных условий применения и продолжительности ведения ремонтных работ.
В качестве универсального загустителя рекомендуется использовать мо-
дифицированный крахмал МК-3, термостабильность которого ограничива-
ется 100°С. При более высоких значениях пластовой температуры (до 150
°С) следует использовать реагент ОЭЦ (оксиэтилцеллюлоза).
      Для определения необходимой концентрации добавки загустителя
необходимо выбрать требуемую величину вязкости ЖГ с учетом темпера-
турных условий применения.
      1.2.2. Для предотвращения поглощения жидкости глушения в высо-
копроницаемыми продуктивными пластах (> 0,3 мкм2), а также при глуше-


                                   6


нии скважин с большим газовым фактором (> 400 м3/м3) следует приме-
нять буферную жидкость максимально возможной вязкости.
      При наличии в скважине спущенных до забоя НКТ и интенсивном
поглощении ЖГ в состав загущенной буферной жидкости необходимо вве-
сти водо-, кислоторастворимые наполнители (молотый мел, известняк, си-
дерит, поваренная соль и др.). Ориентировочная дозировка загустителя - до
2 %, наполнителя - до 4 %.
        1.2.3. Учитывая требование коррозионной инертности ЖГ по отно-
шению к металлу труб и погружного оборудования, промышленному ис-
пользованию жидкости для глушения скважины должны предшествовать
лабораторные испытания на коррозионную активность.
      1.2.4. Коррозионная активность водных растворов неорганических
солей увеличивается с уменьшением водородного показателя рН, повыше-
нием температуры (особенно выше 90°С), при разбавлении ЖГ пластовы-
ми водами.
      Дополнительным фактором, способствующим появлению локальной
коррозии, является отложение на поверхности металлов водонераствори-
мых солей (CaS04, СаСО3), происходящее при смешивании жидкостей на
основе кальциейсодержащих солей с пластовыми водами сульфатного и
гидрокарбонатного типа. Образование осадков, как правило, сопровожда-
ется кольматацией порового пространства продуктивного пласта, отложе-
нием солей на элементах насосного оборудования в скважине, лифтовых
трубах, нефтесборном коллекторе.
      1.2.5. С целью предотвращения солеобразования и снижения корро-
зионной активности при использовании ЖГ на основе кальциевых солей
(CaCl2, Са(NО3)2) для глушения скважин, имеющих в продукции пласто-
вую воду указанных типов, необходимо использовать один из следующих
реагентов:
      - амифол (ТУ 6-09-20-195-910) - смесь аммонийных солей следую-
щих кислот: нитрилтриметилфосфоновой, фосфористой и соляной - хоро-
шо растворимая в воде композиция желто-зеленого цвета пастообразной
консистенции, взрыво-пожаробезопасное, малотоксичное соединение.
      - ОЭДФ (ТУ 6-09-20-54-79) - оксиэтилендифосфоновая кислота - по-
рошкообразное вещество белого цвета, малотоксичное соединение.
      - НТФ (ТУ 6-09-5283-86) - нитрилотриметилфосфоновая кислота -
порошок белого цвета, хорошо растворимый в воде, кислотах, щелочах;
малотоксичное соединение.
      Указанные реагенты используются в виде 10 - 20 % - ных водных
растворов и эффективны до температуры 130 °С.
        Рабочие концентрации ингибиторов коррозии и осадкообразования
должны составлять 0,02 % - 0,06 % масс., где нижнее значение соответст-
вует меньшей, а верхнее - большей концентрации осадкообразующих ио-
нов в интервале 200 – 2000 мг/л.



                                   7


     1.2.6. При использовании для глушения тяжелых рассолов на основе
хлоридов и бромидов кальция и цинка необходимо использовать ингиби-
торы коррозии типа Нефтехим - 3, Тарин, СНПХ - 6014М, представляющие
собой маслянистые жидкости темного цвета. Рекомендуемая концентрация
введения реагентов от 0,10 г/л до 2 г/л в зависимости от температуры и аг-
рессивности среды.
     1.2.7. Рабочие концентрации используемых ингибиторов должны
быть уточнены в лабораторных условиях по соответствующей методике.

     1.3 Необходимость ввода ПАВ в состав ЖГ.

      1.3.1. С целью предотвращения отрицательного влияния капилляр-
ных сил, возникающих на границе раздела фаз при контакте ЖГ на водной
основе с пластовой углеводородной жидкостью необходима обработка ЖГ
соответствующими ПАВ. Обработке следует подвергать жидкости при
глушении скважин с низкой проницаемостью продуктивных пластов (ме-
нее 50 мД).
      1.3.2. При выборе ПАВ следует руководствоваться следующим:
      - межфазное натяжение на границе раздела фаз ЖГ - пластовый
флюид должно быть минимальным и не превышать 7 - 10 мН/м;
      - ПАВ должны обладать способностью гидрофобизации поверхности
поровых каналов призабойной зоны пласта;
      - в рассолах следует использовать неионогенные и (или) катионные
ПАВ или их композиции.
      1.3.3. Выбор ПАВ для ЖГ с содержанием твердой фазы следует про-
изводить в соответствии с разделом 6 РД 39-0147009-510-85 "Руководство
по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов".
      Выбор ПАВ для ЖГ без твердой фазы на основе рассолов следует
производить в соответствии в РД 39-14/02-005-90 "Инструкция по техно-
логии приготовления и применения жидкостей без твердой фазы с регули-
руемыми свойствами, сохраняющих коллекторские свойства пластов, для
сложных условий глушения, в том числе на основе тяжелых жидкостей".
      1.3.4. Для ЖГ без твердой фазы на водной основе рекомендуется до-
бавление композиции неионогенного и катионоактивного ПАВ при их со-
отношении 1:10 и содержании последнего 0,1 - 0,2% масс. Рабочие кон-
центрации ПАВ должны уточняться в лабораторных условиях.

     1.4 Прогнозирование влияния ЖГ на потенциальную продуктив-
ность скважин после проведения ремонтных работ.

     1.4.1. Критерием оценки влияния ЖГ на продуктивность скважин
при проведении ремонтных работ является величина коэффициента допол-
нительных фильтрационных сопротивлений S (скин - эффект), определяе-
мого по формуле:

                                    8


                     S = S1 + S 2                                          (4)

где   S1 - коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений,
            создаваемых мелкодисперсными частицами твердой фазы;
      S2 - коэффициент добавочных фильтрационных сопротивлений,
            создаваемых фильтратом жидкости глушения.

      1.4.2. Определение величин коэффициентов S1 и S2 основано на ре-
зультатах лабораторных исследований проницаемости натурных (или мо-
дельных) образцов кернов после воздействия ЖГ различного состава и
производится по формулам:

                                                      1
                          ⎛ 1     ⎞           rc +
                     S1 = ⎜                           n
                          ⎜ β − 1 ⎟ ⋅ ln ⋅
                                  ⎟              rc
                                                                           (5)
                          ⎝ 1cc   ⎠
                                                          1
                          ⎛ 1       ⎞           rc +
                     S2 = ⎜     − 1 ⎟ ⋅ ln ⋅              n                (6)
                          ⎜β        ⎟              rc
                          ⎝ 2cc     ⎠

где   δ и β1 – соответственно, глубина и коэффициент восстановления
               проницаемости зоны кольматации проницаемый среды
               вокруг перфорационных каналов;
      rс - радиус скважины по долоту, м;
      n - плотность перфорации, отв/м;
      r0 - радиус перфорационного канала, м.

                                             ln ⋅ n ⋅ rc
                     β1cc =                                                (7)
                                                    1       ⎛     δ    ⎞
                              ln ⋅ (n ⋅ (r0 + δ )) − ⋅ ln ⋅ ⎜ 1 +
                                                            ⎜          ⎟
                                                                       ⎟
                                                    β1      ⎝     r0   ⎠

где   Rф - радиус проникновения фильтрата ЖГ, м (от оси скважины);
      β2ср = k2ср/k - средний коэффициент восстановления проницаемости
                      пористой среды по нефти после воздействия фильтрата
                      жидкости перфорации.

                               n     β 2i
                     β 2cc = ∑                                             (8)
                              i =1    n

где   β2i - коэффициент восстановления проницаемости керна в i-той
            кольцевой зоне размером Δr (рекомендуется принимать равной
          0,2 м) от стенки скважины до радиуса Rф проникновения фильт-
          рата ЖГ.


                                            9


      1.4.3. Определение величин β1 и δ необходимо проводить в соответ-
ствии с методикой экспериментальной оценки закупоривающего действия
твердой фазы, изложенной в разделе 4 РД 39-147009-510-85 "Руководство
по предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов". Указанные
величины определяются для жидкостей, содержание твердой фазы в кото-
рых обусловлено рецептурой (наполнители, кольматанты). Остальные
жидкости перед использованием на скважине необходимо подвергать очи-
стке от мелкодисперсных частиц твердой фазы до значений концентрации
последних не более 0,1% масс.
      1.4.4. Для получения величин β2i и β2ср необходимо определить зави-
симость коэффициента восстановления проницаемости керна от перепада
давления после воздействия фильтрата ЖГ на керне длиной 5 см, получен-
ную в результате экспериментальных исследований по методике, изложен-
ной в разделе 2 РД 39-0147001-742-92 "Методика комплексной оценки ка-
чества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора
рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия пластов".
      1.4.5. Определение величин β2i и β2cр производится на основе полу-
ченной согласно п. 1.4.4. зависимости β2 от величины перепада давления.
При этом необходимо учитывать значения перепада давления на керне
длиной 5 см в зависимости от удаленности пористой среды от оси скважи-
ны и планируемой депрессии при освоении (таблица 2).

      Таблица 2 - Зависимость перепада давления на керне длиной 5 см
                   (атм.) от расстояния до оси скважины и величины де-
                   прессии при освоении

 Депрессия при ос-        Расстояние до оси скважины, м (rc = 0.11 м)
 воении скважины,    0,11- 0,31- 0,51- 0,71- 0,91- 1,31-            1,71-
       МПа           0,31 0,51 0,71       0,91   0,31     0,71      2,11
        4,0          1,34 0,64 0,43       0,32   0,21     0,16      0,13
        6,0          2,00 0,97 0,64       0,48   0,32     0,24      0,19
        8,0          2,68 1,29 0,86       0,64   0,43     0,32      0,26
       10,0          3,35 1,61 1,07       0,80   0,54     0,40      0,32

     1.4.5. Радиус проникновения фильтрата незагущенной ЖГ следует
определять по формуле:
                                                2
                                         ΔP ⋅ d э         Vд
                     Rф =   rc2   +                   +              (9)
                                    4 ⋅ ρж ⋅ q ⋅ m ⋅ h π ⋅ m ⋅ h

где   ΔР - репрессия на пласт после глушения, МПа;
      Vд - объем долива ЖГ во время ремонта, м3;
      ρж - плотность ЖГ, кг/м3.
      т - пористость, доли ед;

                                          10



    
Яндекс цитирования Яндекс.Метрика