Практические занятия 2009

VНП

= π

(DВ2

- dТ2 )h1

4

где DВ – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; dТ –

наружный диаметр колонны заливочных труб, м; h1 – высота подъема нижней

буферной пробки в затрубном пространстве, м (на практике h1

принимают

равной 30-50 м).

– 0,785 (0,1502-0,0892)40=0,46 м3

Г

НИ

Тогда VНП

Глубину установки конца заливочных труб находим по формуле

Н3

= Н 2

- l1

ρцр

= 1420 - 6(1680/1000) = 1410 м, а объем продавочной жидкости

ρж

А

V=D π (dв21h1 + dв22h2 )=1,02·0,785·0,0762·1410=6,5 м2

4

Минимальный объем верхней буферной пробки, необходимой для

предотвращения

смешивания жидкости продавки сканефтецементным

раствором определяем по формуле

т

е

VВП

= 3VС

dВ / Н

где dВ - внутренний диаметр заливочных труб, м; Н – глубина установки

конца заливочных труб, м; Vс – суммарный объем закачиваемых в скважину

нефтецементного и продавочного раствора, м3.

и

о

Vc=VТР+VПР=3,6+6,5=10,1 м3

л

Подставив цифровое значение

VВП

= 3×10,1

= 0,24 м3

0,076/1410

что соответствует высоте столба ж дкости в заливочных трубах равной

б

56 м. таким образом, для пр готовления раствора на нефтяной основе

необходимо 4 т тампонажного цемента, 3,1 м3 дизельного топлива и 0,05 м3

НЧК.

б

и

Пример 5.

Определить глубину установки извлекаемого пакера, спускаемого на

НКТ диаметром 73мм при проведении изоляционных работ цементированием

под давлением через отверстияая

фильтра, которые расположены на глубине

2342-2350м. Скважи а заполнена водой.

н

Решение. В ачале скважину обследуют и промывают. Затем спускают

колонну залив чных труб с извлекаемым пакером,

который устанавливают и

н

уплотняют на глубине, определяемой по формуле

ρцр

L =

H - h

о

ρж

ц

где Нр– расстояние от устья скважины до верхних отверстий фильтра, м;

hц

- высота

цементного стакана, оставляемого

в

колонне, м;

ρцр и ρж -

т

плотности соответственно цементного раствора и жидкости, находящейся в

к

3

. Тогда

колонне, кг/м

л

е

L = 2342·15(1860/1030)=2342-27=2315 м.

91

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

Э

НИ

Объем жидкости, необходимый для продавки цементного раствора в

пласт,

æ

ρцр

ö

Г

V = Dç

Н - h -h

÷ f

2

пр

ç

р

ρж

÷ тр

è

ц

ø

где

- коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (принимает

А

1,0-1,10); hр

- высота цементного раствора в

трубах в момент окончания

продавки, м;

fтр - площадь поперечного сечения канала заливочных труб, м .

Vпр=1,01[2342-10-15(1860/1030)]0,003019=7,0 м3

После окончания заливки пакер поднимают, а скважину ост вляют в

покое на срок, необходимый для твердения цементного раствора

Пример 6

е

Рассчитать установку цементного моста для осущ ствлкания зарезки

бокового ствола скважины при следующих исходных данных

Исходные данные:

и

о

моста, Нгм =

Глубина минимального необходимого уровня цементногот

1000 м;

л

3

Высота удалённой части (окна) обсадной колонны, Но = 11 м;

Высота цементного раствора в интерва е окна и выше её, Нцр = 41 м;

б

Уровень продавочной жидкости в скважине, Нпж =3 970 м;

Плотность продавочной жидкости, ρпж = 1000 кг/м ;

Плотность цементного раствора, ρцр = 1820 кг/м ;

Внутренний диаметр обсадной колонны, dвк = 0,154 м;

Внутренний диаметр НКТ (бур льных труб), dвбт = 0,055 м;

Диаметр необсаженного стволаискважины, dс = 0,216 м;

Предельное напряжение сдвига цементного камня по поверхности

колонны,

ая

б

Gсцк = 1,2 МПа;

Предел прочности цементного камня на сжатие, Gсж = 11,6 МПа;

н

Нагрузка на долото, определяемая исходя из твёрдости пород,

слагающих стенки скважи ы в интервале предполагаемой установки

цементного моста,

Рд = 200,0 кН;

о

Высота части цементного моста в верхней части окна, необходимая для

р

забуривания б к внго ствола, h1 = 1 м.

Твё дость цементного камня, Рцк = 0,1 МПа;

т

Твё дость горной породы в интервале зарезки БС, Рп =0,08 МПа.

к

Ускорение свободного падения, g = 10 м/с2.

е

Определяем необходимую несущую способность цементного моста

л

Рнм

= 1,5 х Рд= 1,5∙200 = 300,0 кН.

в удалённой

части обсадной

92

Н обходимая высота цементного моста

Э

ко онны

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

h2 =Но - h1 = 11 – 1 = 10 м.

НИ

Несущая способность участка моста в удалённой части колонны

Г

Рно = 103pdвк×h2Gсц ,

где Gсц = 0,5 Gсж = 0,5×11,6 = 5,8 МПа,

А

тогда Рно = 103 × 3,14 ×

0,154 ×10 ×5,8 = 28047 кН.

Так как Рно >> Рнм, то принимаем Нм = h2 = 10 м, следовательно h3 = 0 м.

Минимальное необходимое количество цементного раствора

Vцр = 0,785 (d с2 h2 +d вк2 h3) = 0,785(0,2162 × 10 + 0,1542 ×

ка

0) = 0,4 м3.

Количество цементного раствора с учётом зоны смешения цементного

раствора и запаса для его срезки

т

Vцрм = 1,5 Vцр = 1,5 ×0,4 = 0,6 м3.

о

Необходимое количество продавочной жидкос и е

Vпж = 0,785d2вбт Нпж = 0,785 × 0,0552 × 970 = 2,3 м3.

Сравниваем твёрдость цементного камня горной породы в интервале

б

зарезки БС. Рцк = 0,1 МПа, Рп = 0,08 МПаи. Следовательно выполняется

необходимое условие Рцк > Рп для успешного забуривания БС.

Давление опрессовки скважины послелудаления части обсадной колонны

Ропс = 1,2 × 10-6 g ( ρпж Hпж + ρцрHцр ) =

1,2× 10-6 ×10 (1000 × 970 + 1820 × 10)и

= 11,9 МПа.

Насосно компрессорные ( урильные) трубы для установки цементного

ая

б

моста спустить на глубину

Нm = Нгм + Нм = 1000 + 10 = 1010 м.

н

Давление опрессовки скважины после установки цементного моста

Ром = 1,2×10-3 (

нRД

+10−3

ρпж g×Нм) =

0,785× dвк2

р

30,3

= 1,2 ×10-3(

+ 10-3 ×1000 ×10 ×10) = 10,7 МПа.

к

т

о0,785× 0,1542

л

е

Э

93

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

Тема 7. Основные виды технологических операций капитального

ремонта

Г

Капитальный ремонт скважин (КРС) является одним из важнейших

звеньев нефтедобычи, ведь от состояния фонда скважин зависят не толькоНИ

текущие, но и конечные результаты разработки месторождения. На поздней

стадии разработки КРС имеет особое значение. Сегодня порядка 30-35% всех

скважин ОАО "Татнефть" имеют возраст более 40 лет. В условиях резкого

увеличения доли "тяжелых" ремонтов в последние годы усиливаетсяА

специализация ремонтных бригад и освоение новых перспективных технологий

капитального ремонта. Роль капитального ремонта в обеспечении плановых

уровней

добычи

будет

повышаться

из

года

в год. Главную задачу КРС -

т

поддержание работоспособности фонда эксплуатируемых каскважин - решает

Управление КРС и ПНП ОАО "Татнефть".

О капитальном ремонте скважин речь заходит ев тех случаях, когда

обнаружены

неполадки

в

продуктивном

г риз нте,

призабойной

зоне,

повреждены конструктивные элементы скважины. Во время КРС устраняются

нарушения

герметичности

эксплуатац онной

околонны,

ликвидируются

заколонные

перетоки,

заменяются отслуж вш е

конструктивные элементы,

б

очищается призабойная зона, осуществ яетсяиперевод скважины на новые

продуктивные

пласты,

ликвидируются

аварии

внутрискважинного

и

оборудования. Самым общим показанием лк ремонту добывающей скважины

является уменьшение ее дебита, а нагнетательной - снижение приемистости.

б

Не уделяя должного вниман я кап тальному ремонту скважин, одной из

составляющих которого является применение методов повышения нефтеотдачи

пластов

(ПНП),

невозможно до иться

эффективной

добычи

нефти.

ая

Нацеленность компании на бережное обращение с месторождениями и

сохранение нефти для будущих поколений определяет и соответствующее

отношение к проведению КРС.

н

Капитальный ремонт включает 13 отдельных видов ремонтных работ - от

геофизического исследова ия скважины до ее физической ликвидации. КРС

можно разделить

н

а есколько базовых направлений. Первым из них является

герметизация эксплуатационной колонны, в процессе которой осуществляется

ликвидация поврежде ий колонны - отверстий, трещин и т.д. Второе

направление - в д изоляционные работы, обеспечивает снижение затрат на

добычу нефти за счет уменьшения добычи попутной воды и соответствующего

т

увеличения добычио

нефти. Еще одним важнейшим направлением КРС является

стимуляция

скважин.

В

процессе

эксплуатации происходит

загрязнение

к

зоны

пласта частицами,

поступающими

из

самой скважины

призабойнойр

е

(пласта) и попадающими сверху во время эксплуатации и ремонта, продуктами

коррозии

эксплуатационной

колонны

и

т.д.

Стимуляция

обеспечивает

л

94

нормальное сообщение пласта со скважиной. Она производится химическими

Э

(в основном воздействие кислотами или растворителями различных отложений)

и

физическими методами. Наконец, четвертое направление посвящено

НИ

ликвидации внутрискважинных осложнений, связанных с авариями

оборудования.

Все работы

по капитальному ремонту

скважин и повышению

Г

нефтеотдачи пластов можно представить по следующему классификатору табл

7.1, 7.2.

А

Классификатор капитальных ремонтов скважин

Таблица 7.1

Шифр

Виды работ по капитальному ремонту

Технико – технологические

скважин

требования к сдаче

1

2

3

КР 1 Ремонтно – изоляционные работы

КР1-1

Отключение отдельных обводненных

е

Выполнение

интервалов пласта

запланированного объема

работ. Снижкание

обводненности продукции.

КР1-2

Отключение отдельных пластов.

о

и

запланированногот

объема

л

работ. Отсутствие

пр

емистости или притока в

(из) отключенного пласта

КР1-3

Исправление негерметичности

б

Достижение цели ремонта,

цементного кольца

и

подтверждение

б

промыслового-

геофизическими

исследованиями. Снижение

ая

обводненности продукции

при сокращении или

увеличении дебита нефти.

КР1-4

Наращивание цементного кольца за

Отсутствие

эксплуатационной, промежуточной

нефтегазопроявлений на

колоннами,

кондуктором

поверхности и подтверждение

н

н

наращивание цементного

о

кольца в необходимом

интервале промыслово-

р

геофизическими

исследованиями

КР 2 Установление негерметичности эксплуатационной колонны

КР2-1

т

Герметичность

к

ампонированием

эксплуатационной колонны

при гидроиспытании

е

То же

КР2-2

КР2-3

То же

Э

л

95

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

НИ

Продолжение таблицы 7.1

1

2

3

КР 3 Устранение аварии, допущенных в процессе эксплуатации или

ремонта

Г

КР3-1

Извлечение оборудования из скважины

Прохождение шаблона до

после аварии, допущенных в процессе

А

необходимой глубины.

эксплуатации

Герметичность колонны в

интервале работ фрезером.

КР3-2

Ликвидация аварий с

ка

То же

эксплуатационной колонной

КР3-2

Очистка забоя ствола скважины от

е

То же

металлических предметов.

КР3-4

Прочие работы по ликвидации аварий,

Достиж ние

цели,

допущенных при эксплуатации

оговор нной

в

скважин.

о

ехнологическом плане

КР3-5

Ликвидация аварий, допущенных в

и

Д с ижение

цели, оговорен-

процессе ремонта скважин

н йтв дополнительном плане

на ликвидацию аварий

КР 4

л

Переход на другие горизонты и приобщен е пластов

КР4-1

Переход на другие горизонты

б

Выполнение

заданного

и

объема

работ,

подтвержденных

б

промыслово-геофизическими

исследованиями.

Получение притока.

КР4-2

Приобщение пластов

Получение притока из нового

ая

интервала

и

увеличение

дебита нефти

КР 5

Внедрение и ремонт установок типа

Выполнение

запланирован-

ОРЭ, ОРЗ, п керов-отсекателей

ного объема работ, герме-

н

н

тичность пакера.

Увеличение

дебита нефти. Увеличение,

о

сокращение объемов закачки